El apagón del suroeste de 2011 , también conocido como el Gran Apagón de 2011 , [1] [2] fue un corte de energía generalizado que afectó el área de San Diego-Tijuana, el sur del condado de Orange, el Valle Imperial , el Valle de Mexicali, el Valle de Coachella y partes de Arizona . [3] Ocurrió el jueves 8 de septiembre de 2011, comenzando aproximadamente a las 3:38 p. m. PDT, y fue el mayor apagón en la historia de California. [4]
En el momento del apagón de 2011, tres vías de transmisión paralelas e independientes conectaban el sur de California con las centrales generadoras de Arizona. El exceso de energía se vendía a Baja California , que había desactivado equipos de generación por valor de 600 MW para realizar tareas de mantenimiento. [5]
El Southwest Power Link, una línea de transmisión de circuito único de 500 kV, conectaba a San Diego Gas & Electric (SDG&E, una subsidiaria de Sempra Energy ) con el sistema de Arizona Public Service (APS) a través de la subestación North Gila cerca de Yuma, Arizona [Nota 1]. Ninguna otra vía de 500 kV conecta a SDG&E con las empresas de servicios públicos adyacentes, pero Path 44, un conjunto de cinco líneas de transmisión independientes de 230 kV, conectaba a SDG&E con Southern California Edison (SCE) a través del patio de maniobras de la central nuclear de San Onofre . [Nota 2] Luego, SCE se conecta al sistema APS a través de otra vía de 500 kV llamada Path 46. [ 6] : 4, 21–22
En caso de sobrecarga, el patio de maniobras de San Onofre estaba diseñado para desconectar las líneas afectadas, pero nunca antes se había producido una desconexión de ese tipo. Ni el Consejo Coordinador de Electricidad Occidental (WECC), encargado de la fiabilidad del sistema, ni el Operador Independiente del Sistema de California (CAISO), que coordina la generación de energía del estado, habían estudiado los efectos de una desconexión ni habían establecido alarmas para indicar que los interruptores estaban en riesgo de funcionar. En consecuencia, CAISO creyó incorrectamente que tendría 30 minutos para reaccionar en caso de una sobrecarga de la Ruta 44. [6] : 50
El Distrito de Irrigación Imperial (IID), que administra un sistema de subtransmisión norte-sur de 92 kV en el Valle Imperial, generalmente importaba energía a través de un circuito de 230 kV conectado a SDG&E y otro a SCE cerca de Palm Springs. El Área Occidental - Bajo Colorado (WALC) generalmente exportaba energía a cada uno a través de líneas análogas de 161 kV hasta la presa Hoover . En condiciones de red inusuales, SDG&E podría (y lo haría) importar energía de manera indirecta a través de estos enlaces de menor voltaje, [6] : 4, 21–22 pero los sistemas IID y WALC generalmente se consideraban demasiado pequeños para incorporarlos en los análisis de estabilidad de la red. [6] : 36
El día del corte del suministro eléctrico fue un día caluroso de finales de verano o principios de otoño, en el que California importaba cerca de la máxima potencia que el sistema de transmisión podía soportar. Al otro lado de la frontera, el sistema de Baja California de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) (conectado a SDG&E, pero aislado de la red eléctrica principal mexicana) ya estaba funcionando a su máxima capacidad de generación. [6] : 20, 24, 26
Los administradores de la red mantienen la estabilidad mediante el criterio " n -1 " : el sistema debe permanecer dentro de los límites operativos incluso si falla un solo componente. A menos que muchos componentes funcionen cerca de sus límites operativos, esta práctica generalmente garantiza que los operadores de la red tengan tiempo suficiente para reaccionar ante una falla. [7] Antes de la interrupción, el estado del sistema de IID violaba el criterio n -1 : una falla del transformador en el Valle de Coachella induciría más fallas del transformador. Debido a que IID no requirió un escrutinio humano activo de la condición n -1 en ese momento, IID no intentó redistribuir la energía y reducir el riesgo. [Nota 3] [6] : 25–26
El corte fue el resultado de 23 eventos distintos que ocurrieron en cinco redes eléctricas diferentes en un lapso de 11 minutos. [8]
Alrededor de las 2:00 p. m., falló un banco de condensadores en la subestación North Gila de APS. El técnico enviado para desconectar el banco de condensadores se saltó accidentalmente un paso crítico que implicaba desviar el circuito de transmisión alrededor de los condensadores. El intento de desconectar el banco de condensadores bajo carga resultó en la formación de un arco a través de los interruptores cuando se estaban abriendo. A las 3:27 p. m., los arcos de dos fases se cruzaron, lo que resultó en un cortocircuito entre fases que provocó que se disparara un disyuntor de aceite aguas arriba , protegiendo a la subestación de daños. Sin embargo, una gran transferencia de carga que se produjo cuando se abrió la línea provocó que una de las líneas de transmisión se desfasara , lo que impidió la reconexión. [6] : 27–30 [8]
El estado desfasado de la línea no fue visible para los controladores hasta la reenergización al día siguiente. Cuando WECC llamó inmediatamente a APS para informarles de la falla de la línea, APS les aseguró que la línea podría volver a funcionar en un plazo de 5 a 10 minutos. Debido a que el colapso posterior tuvo lugar durante los siguientes 11 minutos, WECC no tomó ninguna medida durante el evento para desarrollar rutas de transmisión alternativas, esquemas de generación o distribuciones de carga. [6] : 30, 33
Con la desconexión del Southwest Power Link, el flujo eléctrico de Arizona se reconfiguró de acuerdo con las leyes de circuitos de Kirchhoff . Las corrientes transitorias de esta reconfiguración pueden haber provocado que uno de los generadores de la CFE se desconectara; la CFE comenzó a importar energía del sur de California para compensar la diferencia. [6] : 33–34 [8]
De la energía que el Southwest Power Link transportaba anteriormente, 3 ⁄ 4 ahora viajaban a través del sistema de transmisión de SCE a través de Riverside y Orange County , luego al sur a través de San Onofre. El 1 ⁄ 4 restante fluía a través de los sistemas de subtransmisión de IID y WALC de menor voltaje. Esta corriente sobrecargó dos transformadores en la subestación Coachella Valley de IID, que se preparó para desconectarse para evitar daños. El equipo de monitoreo del centro de control de IID se había desviado de escala, por lo que el controlador no reaccionó durante el retraso preprogramado de 40 s. Cuatro minutos después, a las 3:32 pm, otro transformador en la subestación Ramon de IID, que era la única otra interconexión con SCE al norte, también se desconectó, [Nota 4] e IID comenzó a desconectar automáticamente la carga . [6] : 31, 40–41
A las 3:35 pm, el sistema de WALC también comenzó a tener problemas, primero desconectándose del Southwest Power Link en Gila , y luego reduciendo manualmente la carga hacia el norte en Parker . [6] : 44–45 Después de estos eventos, el sistema de WALC se estabilizó y continuaría suministrando energía a Blythe en el Valle de Palo Verde después del apagón. [9]
Mientras tanto, CAISO reconoció que la red del sur de California estaba en riesgo de colapso. Debido a su estimación incorrecta de 30 minutos antes del fallo, no informó a SDG&E de la necesidad de reducir la carga. En cambio, ordenó que las plantas de turbinas de gas Kearny Mesa y Wildflower Larkspur Energy Facility (cerca de Otay Mesa ) entraran en funcionamiento, lo que tardaría (respectivamente) 10 y 20 minutos en ponerse en marcha. [6] : 42, 45, 50
Tras la desconexión de WALC en Gila, el sistema de IID desconectó el único enlace norte-sur restante en un exceso de precaución a las 3:37 p. m. A partir de entonces, toda la energía importada para San Diego; el Valle Imperial ; Yuma, Arizona ; y Baja California solo podía viajar a través de los enlaces de Path 44 a través de San Onofre. En este punto, un apagón era inevitable: las líneas de Path 44 no podían transportar de manera sostenible tanta corriente y no había tiempo para decirles a las empresas de servicios públicos del sur que redujeran la carga. [6] : 48
Segundos después de que el IID se desconectara del norte, también se desconectó de SDG&E, pero no antes de desconectar automáticamente dos plantas generadoras en La Rosita, México. La isla del IID seguiría perdiendo carga y quedaría sin suministro eléctrico. [6] : 49, 102
Sin los generadores de La Rosita, la corriente a lo largo de la Ruta 44 excedería los ajustes automáticos del relé del patio de maniobras de San Onofre. En cuestión de segundos, San Onofre desconectó a San Diego, Baja California y Yuma del resto de la Interconexión Occidental , que les había proporcionado la mayor parte de su capacidad de generación. [6] : 48–49
Al instante, SDG&E, CFE y APS comenzaron a desconectar automáticamente la carga. Sin embargo, los esquemas de protección de generadores de CFE también redujeron la capacidad de generación comparable a la carga perdida; CFE continuó importando energía de SDG&E hasta que las interconexiones se abrieron automáticamente 2 s después. Al mismo tiempo, Yuma también se desconectó de SDG&E, creando una zona que la planta generadora de Yucca continuó alimentando durante otros 15 segundos. Para cuando SDG&E se había aislado, la frecuencia ya había disminuido hasta el punto de que San Diego no pudo recuperarse sin dañar los generadores. [6] : 53–57
Tras el apagón, funcionarios federales, regionales y locales investigaron el corte de energía. [10] Según los investigadores de la Comisión Federal Reguladora de Energía de EE. UU. y la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte , los problemas incluyeron:
Cinco empresas de servicios públicos se vieron afectadas: SDG&E, que presta servicios al condado de San Diego y partes del sur del condado de Orange y el condado de Riverside ; Imperial Irrigation District, que presta servicios al Valle Imperial; la parte de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la empresa de servicios eléctricos de México, que presta servicios a Baja California; Arizona Public Service (APS); y el sistema Lower Colorado de la Western Area Power Administration (WALC). El apagón dejó a casi siete millones de personas sin electricidad, [3] incluidos 1,4 millones de clientes en el condado de San Diego [11] [12] y 1,1 millones de clientes en México. [3]
La región más afectada por el apagón, el área metropolitana de San Diego-Tijuana , quedó prácticamente paralizada. Las calles de la superficie se paralizaron debido a la pérdida de las señales de tráfico y el horizonte de San Diego se oscureció. El sistema de tranvías de San Diego se cerró porque no había energía para operar los trenes y las funciones relacionadas. Los ciudadanos de Tijuana y de las zonas del interior, como el Valle de Coachella, se quedaron al aire libre hasta altas horas de la noche para escapar del calor. [12] Las autopistas de la región experimentaron una congestión de tráfico extrema, especialmente en los corredores I-5 e I-15 entre el sureste del Gran Los Ángeles y el norte del condado de San Diego . [12] Un hospital se quedó sin energía durante dos horas cuando falló su generador de respaldo. [13]
El apagón provocó pérdidas significativas en restaurantes y tiendas de comestibles, que se vieron obligados a desechar grandes cantidades de alimentos en mal estado; las pérdidas de alimentos perecederos en tiendas de comestibles, establecimientos de comida y hogares se estimaron en 12 a 18 millones de dólares. [14] El apagón también provocó que fallaran algunas estaciones de bombeo de aguas residuales, lo que provocó la contaminación de playas y suministros de agua potencialmente inseguros en varias áreas. [15] Como medida de precaución, se recomendó a los residentes de algunos vecindarios que hirvieran el agua o usaran agua embotellada durante varios días después del apagón. [16] Debido a la falla en las estaciones de bombeo de aguas residuales, se instalaron generadores diésel en cinco estaciones de bombeo. [17]
Las unidades 2 y 3 de la Central Nuclear de San Onofre también se desconectaron automáticamente tras la formación de la isla San Diego-Baja-Yuma, ya que la Interconexión Occidental restante tenía menos necesidad de generación de energía. [6] : 55–56 [18]
Once horas después de que comenzara el corte, se restableció el suministro eléctrico a 694.000 de los clientes afectados [19] y a las 4:30 am del 9 de septiembre, se restableció el suministro eléctrico a todos los clientes, aunque el sistema seguía describiéndose como "frágil". [20] Como medida de precaución, todas las escuelas públicas del condado de San Diego y el Distrito Escolar Unificado de Capistrano en el sur del condado de Orange cerraron el 9 de septiembre. La mayoría de las principales universidades y colegios comunitarios, así como todos los tribunales federales de San Diego, también cerraron durante el día. [20]
La FERC citó a seis entidades por presuntas violaciones de normas: el Servicio Público de Arizona, el Operador Independiente del Sistema de California, el Distrito de Irrigación Imperial, Southern California Edison, la Administración de Energía del Área Occidental y el Consejo de Coordinación de Electricidad Occidental.
El apagón se produjo días antes del décimo aniversario de los atentados del 11 de septiembre y, horas antes, el Departamento de Seguridad Nacional de los Estados Unidos advirtió de un posible ataque terrorista en vísperas del aniversario. En consecuencia, una primera reacción ante el apagón fue preguntarse si podría ser el resultado de un ataque. Sin embargo, la Oficina Federal de Investigaciones y SDG&E descartaron el terrorismo al principio de su investigación [21] , y las pruebas posteriores tampoco sugirieron una causa intencional para el apagón [6] .
El día después de que el mayor apagón en la historia de California dejara a millones de personas en el sur de California, el oeste de Arizona y el norte de México sin electricidad durante una de las semanas más calurosas del año, los funcionarios locales y federales prometieron el viernes investigar la causa.
Más de 1,4 millones de personas se quedaron repentinamente sin electricidad en San Diego y las áreas circundantes en el suroeste de Estados Unidos el jueves, apenas horas después de que el Departamento de Seguridad Nacional advirtiera sobre un posible ataque terrorista en los días previos al décimo aniversario del 11 de septiembre.