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, aproximadamente a las 3:38 p. m. PDT, y fue el mayor corte de energía en la historia de California. [4]
En el momento del apagón de 2011, tres vías de transmisión paralelas separadas conectaban el sur de California con estaciones generadoras en Arizona. El exceso de energía se vendió luego a Baja California , que había inhabilitado equipos de generación por valor de 600 MW para mantenimiento. [5]
El Southwest Power Link, una línea de transmisión de circuito único de 500 kV, conectaba San Diego Gas & Electric (SDG&E, una subsidiaria de Sempra Energy ) al sistema Arizona Public Service (APS) a través de la subestación North Gila cerca de Yuma, AZ [Nota 1] Ninguna otra vía de 500 kV conecta SDG&E y los servicios públicos adyacentes, pero la Ruta 44, un conjunto de cinco líneas de transmisión separadas de 230 kV, conectaba SDG&E con Southern California Edison (SCE) a través del patio de distribución de la Estación de Generación Nuclear de San Onofre . [Nota 2] Luego, SCE se conecta al sistema APS a través de otra vía de 500 kV llamada Ruta 46 . [6] : 4, 21-22
En caso de sobrecarga, el patio de maniobras de San Onofre fue diseñado para desconectar las líneas infractoras, pero tal desconexión nunca antes había ocurrido. Ni el Consejo Coordinador de Electricidad Occidental (WECC), encargado de la confiabilidad del sistema; Ni el Operador Independiente del Sistema de California (CAISO), que coordina la generación de energía del estado, había estudiado los efectos de una desconexión ni había 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. Área occidental: Bajo Colorado (WALC) normalmente exportaba energía a cada uno a través de líneas análogas de 161 kV a la presa Hoover . En condiciones inusuales de la red, SDG&E podría (y lo haría) importar energía de forma circular a través de estos vínculos de menor voltaje, [6] : 4, 21-22 , pero los sistemas IID y WALC generalmente se consideraban de escala demasiado pequeña para incorporarlos en los análisis de estabilidad de la red. [6] : 36
El día del apagón era un día caluroso de finales de verano/principios de otoño, y California importaba cerca de la potencia máxima 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 principal red eléctrica mexicana) ya estaba operando a su máxima capacidad de generación. [6] : 20, 24, 26
Los gestores 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 del IID violaba el criterio n -1 : una falla de un transformador en el Valle de Coachella induciría más fallas en los transformadores. Debido a que el IID no requería un escrutinio humano activo de la condición n -1 en ese momento, el IID no intentó redistribuir el poder y reducir el riesgo. [Nota 3] [6] : 25–26
El corte fue el resultado de 23 eventos distintos que ocurrieron en 5 redes eléctricas distintas en un lapso de 11 minutos. [8]
Alrededor de las 2 de la tarde, falló un banco de condensadores en la subestación North Gila de APS. El técnico enviado a desconectar el banco de condensadores se saltó accidentalmente un paso crítico que implicaba desviar el circuito de transmisión alrededor de los condensadores. Al intentar desconectar el banco de condensadores bajo carga, se formó un arco en los interruptores mientras se abrían. A las 3:27 pm, los arcos de dos fases se cruzaron, lo que provocó un cortocircuito entre fases que provocó que se disparara un disyuntor de aceite aguas arriba , protegiendo 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 inhibió 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 sobre la falla de la línea, APS les aseguró que la línea podría volver a funcionar en 5 a 10 minutos. Debido a que el colapso posterior tuvo lugar durante los siguientes 11 minutos, el 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 el Southwest Power Link desconectado, el flujo de electricidad de Arizona se reconfiguró de acuerdo con las leyes de circuitos de Kirchhoff . Las corrientes transitorias de esta reconfiguración pueden haber causado que uno de los generadores de CFE se desconectara; CFE comenzó a importar energía del sur de California para compensar la diferencia. [6] : 33–34 [8]
De la energía que anteriormente transportaba el Southwest Power Link, ¾ ahora viajaba a través del sistema de transmisión de SCE a través de Riverside y el condado de Orange , luego hacia el sur a través de San Onofre. El 1⁄4 restante fluyó a través de los sistemas de subtransmisión IID y WALC de menor voltaje . Esta corriente sobrecargó dos transformadores en la subestación de Coachella Valley del IID, que se prepararon para desconectarse para evitar daños. El equipo de monitoreo del centro de control IID se había salido de escala, por lo que el controlador no reaccionó durante el retraso preprogramado de 40 s. Cuatro minutos más tarde, a las 3:32 pm, otro transformador en la subestación Ramón del IID, que era la única otra interconexión con SCE hacia el norte, también se desconectó, [Nota 4] y el IID comenzó a perder carga automáticamente . [6] : 31, 40–41
A las 3:35 pm, el sistema de WALC también comenzó a tener problemas, primero se desconectó del Southwest Power Link en Gila y luego perdió carga manualmente 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 colapsar. Debido a su estimación incorrecta de 30 minutos antes de la falla, no informó a SDG&E de la necesidad de liberar carga. En cambio, ordenó la puesta en funcionamiento de las plantas de turbinas de gas Kearny Mesa y Wildflower Larkspur Energy Facility (cerca de Otay Mesa ), lo que tardaría (respectivamente) 10 y 20 minutos en iniciarse. [6] : 42, 45, 50
Tras la desconexión de WALC en Gila, el sistema de IID desconectó el único enlace norte-sur restante por exceso de precaución a las 3:37 pm. A partir de entonces, toda la energía importada para San Diego; el Valle Imperial ; Yuma, Arizona ; y Baja California sólo podía viajar por los vínculos de la Ruta 44 a través de San Onofre. En este punto, un apagón era inevitable: las líneas de la Ruta 44 no podían transportar tanta corriente de manera sostenible y no había tiempo para decirle a las empresas de servicios públicos del sur que redujeran la carga. [6] : 48
Segundos después de que IID se desconectara del norte, también se desconectó de SDG&E, no sin antes desconectar automáticamente dos plantas generadoras en La Rosita, México. La isla IID continuaría perdiendo carga y apagándose. [6] : 49, 102
Sin los generadores de La Rosita, la corriente a lo largo de la Ruta 44 excedería la configuración del relé automático del patio de distribución 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 reducir carga automáticamente. Sin embargo, los esquemas de protección de generadores de la CFE también redujeron la capacidad de generación de manera 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 un bolsillo que la planta generadora de Yucca continuó alimentando durante otros 15 segundos. Para cuando SDG&E se aisló, la frecuencia ya había disminuido hasta el punto de que San Diego no podría recuperarse sin dañar los generadores. [6] : 53–57
Tras el apagón, funcionarios federales, regionales y locales investigaron el apagón. [10] Según 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 servicios públicos se vieron afectados: SDG&E, que presta servicios al condado de San Diego y partes del sur del condado de Orange y del condado de Riverside ; Distrito de Irrigación Imperial, que presta servicios al Valle Imperial; la porción de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la empresa eléctrica de México, que presta servicios en Baja California; Servicio Público de Arizona (APS); y el sistema del Bajo 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 superficie quedaron paralizadas debido a la pérdida de señales de tráfico y el horizonte de San Diego se oscureció. El sistema de tranvía de San Diego se cerró porque no había energía para operar trenes y funciones relacionadas. Los ciudadanos de Tijuana y de zonas del interior como el Valle de Coachella permanecieron 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 del área de San Diego . [12] Un hospital quedó sin electricidad durante dos horas cuando falló su generador de respaldo. [13]
El apagón causó pérdidas importantes a 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 alimentación y hogares se estimaron entre 12 y 18 millones de dólares. [14] El corte también provocó que fallaran algunas estaciones de bombeo de aguas residuales, lo que resultó en playas contaminadas y suministros de agua potencialmente inseguros en varias áreas. [15] Como 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 al fallo en las estaciones de bombeo de aguas residuales, se instalaron generadores diésel en cinco estaciones de bombeo. [17]
Ambas unidades 2 y 3 en la Estación de Generación Nuclear de San Onofre también se desconectaron automáticamente luego de 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 la energía a 694.000 de los clientes afectados, [19] y a las 4:30 am del 9 de septiembre, se restableció la energía a todos los clientes, aunque el sistema todavía se describía 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, cerraron por el día también. [20]
La FERC citó a seis entidades por presuntas violaciones de estándares: 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 Coordinador de Electricidad del Oeste.
El corte se produjo días antes del décimo aniversario de los ataques del 11 de septiembre y, horas antes, el Departamento de Seguridad Nacional de Estados Unidos advirtió sobre un potencial ataque terrorista previo al aniversario. En consecuencia, una primera reacción ante el apagón fue preguntarse si el apagón podría ser el resultado de un ataque. Sin embargo, la Oficina Federal de Investigaciones y SDG&E descartaron terrorismo al principio de su investigación, [21] ni evidencia posterior sugirió una causa intencional para la interrupción. [6]
El día después de que el mayor corte de energía 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, funcionarios locales y federales prometieron el viernes investigar la causa.
Más de 1,4 millones de personas se quedaron repentinamente sin electricidad el jueves en San Diego y áreas circundantes en el suroeste de Estados Unidos, pocas horas después de que Seguridad Nacional advirtiera sobre un posible ataque terrorista en los días previos al décimo aniversario del 11 de septiembre.