Ciencia y Tecnología

Todo a media luz

Apagón regional: un experto analiza el fenómeno

Un consultor argentino -que prefirió mantener el anonimato- se refirió al suceso.
20.06.2019 08:05
2019-06-20T08:05:00
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El domingo, luego de que se produjera un masivo apagón que afectara a Argentina, Uruguay y Paraguay, la secretaría de Energía de Argentina indicó que el corte ocurrió de manera automática a las 07.07 por "una falla del sistema de transporte desde Yacyretá", la represa binacional en la frontera con Paraguay, según un comunicado.

"La pérdida porcentual fue elevada" y el resto de los generadores no pudieron compensar las pérdidas, añadió la secretaría. En Paraguay se registraron cortes momentáneos y localizados de energía. En nuestro país, el corte afectó la mayoría del territorio nacional, aunque en el correr de la mañana se resolvió la mayor parte de los casos.

Las autoridades gubernamentales del país vecinos aún no han determinado qué causó la desconexión y las investigaciones están en curso. Se espera que los funcionarios emitan un informe más completo dentro algunos días.

Según una declaración pública de Edesur, una de las mayores distribuidoras de electricidad de Argentina, la falla ocurrió en una ruta crítica del sistema de interconexión de Argentina que abastece a la red del país con la energía generada por la represa Yacyreta en Paraguay y la represa Salto Grande en el río Uruguay.

"Solo puedo decirles que es un evento que nadie podría imaginar que sucedería, dado que existen múltiples recursos para evitarlo", dice Raúl Bianchi Lastra, ingeniero eléctrico de la Universidad Nacional de La Plata.

Los detalles sobre lo que pudo haber ocurrido aparecieron en una nota que circuló el domingo a las distribuidoras de electricidad de Cammesa, la compañía que coordina la venta y el suministro de electricidad en toda Argentina. En esta nota, Cammesa, en la que el gobierno argentino tiene una participación del 20 por ciento, pasó información de su revisión inicial del asunto. (

Según la empresa, un cortocircuito desconectó una línea de transmisión de 500 kV que se extiende desde la ciudad de Colonia Elía hasta Belgrano, un barrio de Buenos Aires. Y parece que, al mismo tiempo, un sistema automatizado desconectó otra línea de 500 kV que va desde la ciudad de Mercedes a Colonia Elía. La causa de esa segunda desconexión sigue bajo investigación. Una tercera línea de 500 kV, que normalmente conecta las ciudades de Colonia Elía y Nueva Campana, fue puesta fuera de servicio el 18 de abril para reubicar una torre.

Uno de estos mecanismos es un sistema automatizado llamado Desconexión Automática de la Generación (conocido por el acrónimo DAG para su nombre en español) que puede desconectar automáticamente los generadores en 200 milisegundos si detecta un problema. También es capaz de reducir la velocidad a la que se alimenta la electricidad a la red. No está claro qué papel, si lo hubo, jugó este sistema en los apagones. El DAG consiste en una estación maestra en un lugar secreto dentro de la red SADI y varios controladores lógicos programables ubicados en subestaciones a lo largo de la red.

Un consultor de sistemas de energía eléctrica en Buenos Aires, que deseaba permanecer en el anonimato porque no estaba autorizado para hablar sobre el tema, especuló sobre una posible cadena de eventos que podría haber causado el apagón del domingo.
En declaraciones a la revista estadounidense IEEE Spectrum, especializada en ingeniería y ciencia aplicada, el consultor anónimo explicó la situación en los siguientes términos:

"En condiciones operativas como esta, en contra de una línea en este corredor, el esquema DAG lleva a cabo la desconexión de la generación para mantener la estabilidad transitoria del noreste. Por esta razón, asumo que al principio, ocurrió una única contingencia (o una doble contingencia, todavía no lo sé) y el esquema DAG asociado hizo una rápida desconexión de primera generación en Yacyretá (podría haber sido seis o siete máquinas) ; el flujo de potencia activa a través del enlace HVDC (corriente continua de alta tensión) también debería haberse reducido. El ajuste de estos esquemas de protección especial generalmente se estudia mediante simulaciones fuera de línea, generalmente con mayor demanda y despachos relativamente típicos (fuera de la región noreste). No se realiza análisis dinámico de contingencia en línea.

Supongo que para esta condición de operación particular, la cantidad de desconexión de generación fue insuficiente para mantener la estabilidad transitoria, y luego ocurrió la inestabilidad transitoria de los generadores en el noreste. Posiblemente, las máquinas en Yacyretá y Salto Grande que estaban en servicio fueron activadas por alguna protección. Luego se pudo haber alcanzado algún punto de equilibrio a corto plazo (con respecto a la estabilidad transitoria), y luego comenzó el problema de la estabilidad de la frecuencia.

Después de la desconexión de los generadores del noreste, todo el sistema quedó con un gran déficit de generación, y los esquemas de reducción de carga en baja frecuencia (que supuestamente deberían arrojar hasta el 40 por ciento de la demanda, aunque todavía no se sabe si actuaron bien ) fueron insuficientes para restablecer la frecuencia adecuada. [Una vez que el sistema comienza a desconectar] los generadores, entre ellos la Planta de Energía Nuclear de Embalse, que fue el generador más grande en servicio, [como una contramedida a] la baja frecuencia, el sistema colapsa ".