Se están realizando evaluaciones para precisar los factores que provocaron emergencias, condiciones de pink estrecha e incluso cortes de carga por parte de las principales entidades cuando Winter Storm Elliot se abalanzó sobre el sistema de energía a granel (BPS) de América del Norte la semana pasada.
La Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC), la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte (NERC) y las entidades regionales afiliadas a la El 28 de diciembre, la Organización de Confiabilidad Eléctrica (ERO) designada por la nación anunció que abriría una investigación conjunta sobre las operaciones de BPS durante las condiciones climáticas extremas del invierno de la tormenta.
El miércoles, la Autoridad del Valle de Tennessee (TVA), una corporación federal que también se desempeña como coordinadora regional de confiabilidad, también dijo que estaba realizando una “revisión exhaustiva de lo que ocurrió y por qué”.
La tormenta, un brote ártico histórico que inundó dos tercios de los EE. UU. con temperaturas gélidas y ráfagas de viento entre el 23 y el 25 de diciembre, contribuyó a los cortes de energía que afectaron a millones de clientes de electricidad en todo el país. Según NERC, aunque la mayoría de las interrupciones se debieron a impactos climáticos en las instalaciones de distribución eléctrica operadas por empresas de servicios públicos locales, “las empresas de servicios públicos en partes del sureste se vieron obligadas a participar en apagones continuos y el sistema de energía a granel en otras regiones se estresó significativamente”.
Como PODER ha informadoInterconexión PJM, la Midcontinent Unbiased System Operator (MISO), Southwest Energy Pool (SPP) y Electrical Reliability Council of Texas (ERCOT) enfrentaron condiciones difíciles.
PJM, que emitió su primera llamada de conservación desde la disaster de la tormenta del vórtice polar de 2014, el 24 de diciembre advirtió que el riesgo de interrupciones rotativas de los clientes “es muy actual”. MISO declaró eventos de emergencia de generación y SPP declaró alerta de emergencia energética. En ERCOT, aproximadamente 11 GW de unidades generadoras térmicas, 4 GW de generadores eólicos y 1,7 GW estaban en interrupción el 23 de diciembre, lo que llevó al operador de la pink a solicitar al Departamento de Energía (DOE) una Sección 202 (c) orden de emergencia para permitir el funcionamiento máximo de generadores específicos, liberándolos de los requisitos estatales de emisiones, en caso de que las unidades de corte no regresaran al servicio o si otras unidades se apagaran.
Los eventos resultaron más nefastos en las regiones del sureste supervisadas por dos de las mayores empresas de servicios públicos del país.
Por primera vez en sus 90 años de historia, TVA ordenó a las compañías eléctricas locales que eliminen la carga específica el 23 y 24 de diciembre. TVA dijo PODER 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 mayor pico de demanda en la historia de TVA”, dijo un portavoz. “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.
TVA dijo el miércoles que necesitaba un Reducción del consumo de energía en todo el sistema del 5 % durante dos horas y 15 minutos el 23 de diciembre. El 24 de diciembre, requirió una reducción del consumo de energía en todo el sistema en reducciones del 5 al 10 % durante 5 horas y 40 minutos. “La mayoría de las compañías eléctricas locales pudieron apuntar a reducciones de energía que afectaron a los clientes por períodos relativamente cortos”, dijo. “Apreciamos mucho su asociación y apoyo durante este evento”.
Duke Vitality también eliminó la carga en Carolina del Norte y del Sur el 24 de diciembre para proteger la pink de energía contra cortes “más prolongados y generalizados”. La empresa lo dijo “cumplió con éxito la demanda máxima de energía esperada en las Carolinas el domingo 25 de diciembre y el lunes 26 de diciembre, gracias en gran parte a los esfuerzos de los clientes para conservar energía después de que la explosión del Ártico del fin de semana ejerciera una presión inusual en la pink de energía”.
“Los efectos de la tormenta de invierno Elliott demuestran una vez más que nuestro sistema de energía a granel es elementary para la seguridad y la salud públicas”, dijo el miércoles el presidente de la FERC, Wealthy Glick. “La investigación conjunta con NERC que anunciamos hoy nos permitirá profundizar en lo que sucedió exactamente para que podamos proteger aún más la confiabilidad de la pink”.
FERC dijo que, como parte de su investigación conjunta con NERC, trabajará con otras agencias federales, estados y empresas de servicios públicos “para identificar problemas con el rendimiento del sistema de energía a granel y, cuando corresponda, recomendará soluciones para abordar esos problemas”.
El presidente y director ejecutivo de NERC, Jim Robb, sugirió que las lecciones aprendidas de la investigación podrían ser útiles para los futuros preparativos para el invierno. “Además de la desconexión de carga en Tennessee y las Carolinas, se declararon múltiples emergencias energéticas y se establecieron nuevos récords de demanda en todo el continente. Y esto fue en las primeras semanas de un invierno ‘suave’ proyectado”, dijo. “Esta tormenta subraya la creciente frecuencia de eventos climáticos extremos significativos (el quinto gran evento invernal en los últimos 11 años) y subraya la necesidad de que el sector eléctrico cambie sus escenarios de planificación y preparación para eventos extremos”.
—Sonal Patel es un editor asociado sénior de POWER (@sonalcpatel, @POWERmagazine).
