Una explosión en el Ártico que sintió una gran parte de América del Norte está causando problemas de confiabilidad en algunos segmentos de su sistema de energía a granel, lo que obliga a los coordinadores de confiabilidad a declarar emergencias, emitir advertencias de conservación o reducir la carga.
TVA, lidiando con el aumento de la demanda, recurrió al cobertizo de carga
Las temperaturas promedio de un solo dígito en la Autoridad del Valle de Tennessee (TVA) llevaron a la corporación federal, el coordinador regional de confiabilidad, y a las compañías eléctricas locales a actuar de manera proactiva “para reducir temporalmente el suministro de energía a áreas localizadas”. TVA dijo que las interrupciones eran necesarias “mantener la estabilidad de la purple para 10 millones de personas en siete estados”.
Las compañías eléctricas locales arrojaron su carga de energía “en la dirección de TVA” el viernes y nuevamente el sábado por la mañana. El sábado, el corte de carga (interrupciones intermitentes planificadas para respaldar la confiabilidad del sistema) comenzó a las 7 a. m. y finalizó alrededor de las 11 a. El portavoz de TVA, dijo PODER el 24 de diciembre.
TVA tiene asociaciones con 153 compañías eléctricas locales en siete estados. Estos son “clientes industriales que nos ayudan a garantizar la confiabilidad del sistema durante lo que el Servicio Meteorológico Nacional ha llamado una tormenta ‘única en una generación’ que afecta a la mayor parte del país”, dijo.
Nashville Electrical Service, una de las 12 empresas de servicios públicos de energía más grandes del país, dijo a las 7 am que TVA requería una reducción del 10 % en la reducción de carga. Advirtió a los clientes quen el condado de Davidson y los condados circundantes en el centro de Tennessee que experimentarían un corte de energía de aproximadamente 10 minutos por hora hasta que la carga de energía se estabilizara. La compañía eléctrica dijo que también estaba lidiando con disyuntores que funcionaban mal y cables quemados debido a una carga excesiva.
#NESServiceAlerta A esta hora, TVA se ha degradado a un 5% de conservación de interrupción de energía, lo que crea cortes de 10 minutos cada 1,5 a 2 horas. La mayoría de los clientes en las áreas de Hermitage y Crutcher St están de regreso. Algunas interrupciones individuales podrían permanecer y continuarán siendo reparadas.
— Servicio eléctrico de Nashville (@NESpower) 24 de diciembre de 2022
TVA dijo que el problema se originó en un aumento de la demanda sin precedentes. “Durante las 24 horas del viernes 23 de diciembre, TVA estableció un récord histórico de TVA para el suministro de energía: 740 GWh. El récord anterior fue de 706 GWh en 2018. También establecimos un récord histórico de demanda máxima de energía en invierno: 33,425 MW. También es el tercer pico de demanda más grande en la historia de TVA”, dijo. “Normalmente, durante esta época del año, nuestro sistema gestiona una demanda de alrededor de 24.000 MWs”.
Además de la demanda intensificada, “un número limitado de instalaciones generadoras de TVA no operaron como se esperaba durante este evento, lo que resultó en una pérdida de generación”, dijo Davies. “Tales eventos son parte de los planes de TVA, y tenemos equipos que trabajan las 24 horas del día, los 7 días de la semana para que esas unidades vuelvan a estar en servicio lo antes posible”.
Duke Power arroja carga en las Carolinas
Duke Power, una de las empresas de servicios públicos propiedad de inversores más grandes de los EE. UU., a las 6:30 a. , apagones más generalizados”.
La compañía dijo que espera que el corte de carga continúe hasta las 9 am de hoy. “El cobertizo de carga rota en bloques de 15 a 30 minutos, aunque ese tiempo puede variar”.
Actualización: Duke Power finalizó la solicitud de reducción de carga. Toda la energía debe ser restaurada. Gracias por su paciencia.
— Pee Dee Electrical NC (@PeeDeeElectric) 24 de diciembre de 2022
MISO declara emergencia de generación
Él Operador de sistema independiente de Midcontinent (MISO) el 23 de diciembre declarado un evento de emergencia de máxima generación a las 5:23 pm y lo aumentó a un nivel 2 minutos después, debido a cortes de generación forzados mayores que la carga prevista.
Si bien el coordinador de confiabilidad que atiende a 15 estados de EE. UU. y la provincia canadiense de Manitoba dio por terminado el evento a las 8:35 p. m., declaró “operaciones conservadoras” hasta el mediodía del 24 de diciembre para sus regiones central y norte. MISO citó preocupaciones relacionadas con “frío extremo, cortes de generación y vecinos [regional transmission organizations (RTOs)] luchando para servir la carga.”
El Southwest Energy Pool (SPP), que tiene miembros en 14 estados del centro de EE. UU., también declaró una Alerta de Emergencia Energética (EEA 1) el viernes a las 8:27 a. m. y finalizó a las 10 a. m. El coordinador de confiabilidad señaló “los efectos de frío generalizado y extremo”, lo que llevó a nuevos récords, dijo. “SPP estableció un nuevo récord de uso de electricidad durante la temporada de invierno el 22 de diciembre, con una carga que superó los 47.000 MW. El récord anterior fue de 43.661 MW, establecido el 15 de febrero de 2021”, durante la tormenta de invierno Uri, un evento que precipitó las peores disaster de confiabilidad de EE. UU. en las últimas décadas.
La entidad de la purple había emitido previamente un aviso de recursos sobre De. 22 para toda su huella de autoridad de equilibrio en la Interconexión del Este, anticipando su closing al mediodía del 25 de diciembre. Eso sigue vigente, dijo SPP.
PJM cube que el riesgo de cortes rotativos es ‘muy actual’
PJM Interconnection, operador de la purple más grande del país, que atiende a 65 millones de personas en 13 estados y el Distrito de Columbia, a última hora del 23 de diciembre. también instó al público de su región para conservar electricidad hasta las 10 am del 25 de diciembre. “Se espera que la demanda de electricidad aumente en la región de PJM y las regiones vecinas a PJM debido al clima extremadamente frío”, dijo. Si bien el operador de la purple está monitoreando las condiciones del suministro de energía y haría todo lo posible para mantener el flujo de energía en la región, dijo que tomaría medidas adicionales “como reducir el voltaje”.
A las 9 a. m. del sábado, Duke Power confirmó que PJM había notificado a las empresas de servicios públicos miembros en Ohio y Kentucky que los suministros de energía del Medio Oeste están “escasos”. En respuesta a una solicitud de PJM para la conservación voluntaria de energía, Duke Power instó a los clientes a conservar energía. “En caso de que se necesiten medidas adicionales, Duke Power iniciaría interrupciones temporales de emergencia del servicio a los clientes para extender la generación de energía disponible y ayudar a mantener las operaciones hasta que haya energía adicional disponible”, advirtió.
El riesgo de interrupciones rotativas de los clientes “es muy actual” advirtió el vicepresidente sénior de operaciones de PJM, Mike Bryson, en una actualización a las 11 am del 24 de diciembre.
La previsión de potencia máxima de PJM para el 24 de diciembre fue de 133.727 MW a las 17:00 horas, 7,4 GW más que su previsión máxima del día anterior. A partir del mediodía. el 24 de diciembre, tenía una capacidad disponible whole de 128.953 MW, alrededor del 9% renovables.
ERCOT Observando la Demanda
El Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT), que ha implementado varias mejoras en la purple desde la debacle de la tormenta de invierno Uri, dijo que estaba monitoreando de cerca la demanda bajo las gélidas condiciones climáticas. En un aviso de condiciones operativas del 16 de diciembre, dijo que las temperaturas cumplirían con los criterios de ERCOT de 25 grados o menos en las áreas de Austin/San Antonio y Dallas Fort Price entre el jueves 22 de diciembre y el lunes 26 de diciembre.
El operador de la purple seguía observando atentamente las condiciones cuando la demanda máxima batió récords el viernes. La demanda se disparó a 74 GW el viernes por la mañana, superando el récord invernal anterior de 68 871 MW durante la tormenta de invierno Uri. “Esta es la congelación más profunda en Texas (aparte de Uri, cuando no sabemos cuál habría sido la demanda sin los apagones) desde que saltó la calefacción eléctrica. Eso genera mucha incertidumbre en los pronósticos de demanda”, señaló Daniel Cohan, científico atmosférico de la Universidad Rice.
ERCOT pronostica un amplio margen esta noche, pero eso suponiendo que la demanda de esta noche no se acerque a los 73 GW de anoche (que fue 8 GW por encima de las expectativas) a pesar de las temperaturas similares. Con vientos lentos, las condiciones serán difíciles. pic.twitter.com/VJxTIJVqYs
—Daniel Cohan (@cohan_ds) 23 de diciembre de 2022
Alberta declara una emergencia energética luego de que el frío afectara a los generadores
El Operador del Sistema Eléctrico de Alberta (AESO), un coordinador de confiabilidad para el purple eléctrica de la provincia canadiense, declaró una alerta de purple el 20 de diciembre después de establecer una demanda máxima de todos los tiempos de 12.187 MW (su último pico fue 11.939 MW en enero de 2022). La alta demanda y un viaje en Keephills 3 de 463 MW, una planta que funciona con gasoline pure, provocaron otras dos alertas de purple el 21 de diciembre.
AESO dijo que las condiciones estrictas generalmente han sido causadas por “temperaturas gélidas” que “afectaron algunas operaciones de las instalaciones de generación” y la demanda, que subió a un nuevo récord de 12,193 MW.
—Sonal Patel es un editor asociado sénior de POWER (@sonalcpatel, @POWERmagazine).
Nota del editor: esta historia se está actualizando. Última actualización 24 de diciembre a las 12:40 p. m. CST.
