El documento analiza la necesidad de nuevas métricas para medir la resiliencia climática en las redes eléctricas. Comienza explicando que, aunque las métricas de fiabilidad tradicionales como el CML (SAIDI) y el CI (SAIFI) han sido efectivas, están volviéndose insuficientes debido a las condiciones ambientales cambiantes, el envejecimiento de los activos, la evolución del uso de la red y la creciente frecuencia de eventos de alto impacto y baja frecuencia (HILF) provocados por el cambio climático. El documento distingue entre fiabilidad y resiliencia, señalando que la fiabilidad se centra en eventos frecuentes y su impacto promedio, mientras que la resiliencia aborda eventos severos y raros que no pueden ser adecuadamente modelados por métricas tradicionales. Los autores argumentan que las métricas de resiliencia son necesarias para evaluar y mejorar la capacidad de las redes para manejar los impactos del cambio climático a largo plazo. Estructurado con una introducción, secciones sobre fiabilidad versus resiliencia y métricas de resiliencia climática, seguido de recomendaciones y referencias, el documento también incluye apéndices que detallan varias métricas de resiliencia, categorizadas en robustez, redundancia, fiabilidad y respuesta y recuperación. Los autores enfatizan que las métricas de resiliencia deben introducirse junto a las métricas de fiabilidad tradicionales para capturar la capacidad de las redes de hacer frente y recuperarse de eventos extremos. Estas nuevas métricas están destinadas a medir las mejoras de la red frente a un entorno climático cambiante, particularmente a lo largo de horizontes temporales más largos (>40 años). El documento busca explorar la relación entre fiabilidad y resiliencia y demostrar cómo las métricas de resiliencia pueden proporcionar una base para evaluar y mejorar el desempeño de las redes eléctricas en un contexto climático cada vez más impredecible. En este contexto, se discute el concepto de resiliencia en las redes eléctricas, contrastándolo con la fiabilidad. Mientras la fiabilidad se enfoca en los apagones comunes, la resiliencia aborda desastres menos frecuentes pero más severos que pueden incapacitar grandes partes de la red durante periodos prolongados. Una infraestructura eléctrica resiliente está diseñada para mantener un alto desempeño bajo diversas condiciones, considerando el impacto a largo plazo de eventos mayores desde el pre-evento hasta la recuperación completa. El texto refiere una tabla que compara la fiabilidad y la resiliencia en las redes eléctricas, ilustrando el concepto de resiliencia mediante una curva temporal que muestra cómo cambia el desempeño del sistema durante un evento desastroso. Esta curva tiene varias fases clave: estado previo al evento, donde el sistema debe ser robusto y resistente con un nivel básico de resiliencia (R₀); ocurrencia del evento, donde el sistema experimenta un choque inicial; estado degradado post-evento, con un desempeño significativamente comprometido (Rₚₑ); fase de recuperación, donde el sistema comienza a recuperarse y adaptarse. El texto subraya la importancia de la flexibilidad operativa tanto preventiva como correctiva. La flexibilidad preventiva permite a los operadores configurar el sistema en un estado resiliente antes de que ocurra un evento, mientras que la flexibilidad correctiva, junto con la capacidad de respuesta, redundancia y autoorganización adaptativa, ayuda al sistema a afrontar las condiciones cambiantes después del evento. En general, el pasaje destaca la necesidad de diseñar y gestionar los sistemas eléctricos con la resiliencia en mente, enfocándose en su capacidad para resistir, adaptarse y recuperarse de las principales interrupciones.

El documento aborda las métricas de resiliencia climática para los operadores de sistemas de distribución eléctrica (DSOs) y ofrece recomendaciones para enfrentar los riesgos asociados al cambio climático. Presenta una tabla de métricas que evalúan diversos aspectos de la resiliencia de la red, tales como el porcentaje de la red eléctrica en áreas de alto riesgo de incendios forestales, el porcentaje de red subterránea con uniones de cables más recientes, el porcentaje de circuitos con redundancia para salidas de media tensión, el porcentaje de transformadores de subestaciones de alta tensión con capacidad de reserva, el porcentaje de subestaciones urbanas controladas remotamente, el porcentaje de circuitos de media tensión bajo control automatizado y el porcentaje de la red con dispositivos auto-reparables. Estas métricas están diseñadas para evaluar la resiliencia de la red frente a varios peligros relacionados con el clima, como incendios forestales, tormentas de viento, inundaciones, rayos y olas de calor.  De igual forma, se delinean recomendaciones para que los DSOs combatan los riesgos del cambio climático: utilizar las métricas propuestas para fundamentar casos basados en datos ante los reguladores para el refuerzo de la red, compartir los resultados de las métricas entre los miembros de los DSOs para comparaciones en 2024, emplear métricas de adaptación climática para justificar programas de trabajo ante los reguladores, y adoptar un enfoque coherente entre todos los operadores de red para abordar los desafíos climáticos. El objetivo general es aumentar la resiliencia de la red y minimizar el impacto en los clientes. El documento concluye enumerando varias referencias relacionadas con la resiliencia de los sistemas eléctricos y la adaptación de infraestructuras. Asimismo, se enfatiza en la importancia de planificar la resiliencia antes de los eventos, responder eficazmente durante los mismos y restaurar la funcionalidad después de estos. Las métricas clave para la planificación previa al evento incluyen el porcentaje de pilares en zonas inundables, la tasa de fallos de los alimentadores de media tensión entre subestaciones, las características de los cables de media tensión y el porcentaje de fallos en subestaciones causados por inundaciones. Durante el evento, se evalúa la respuesta de emergencia, como el número de cortes preventivos creados para la protección de la red, el personal o el medio ambiente. Después del evento, se miden aspectos como el número de sitios inundados en un tiempo determinado y los minutos de interrupción del servicio causados por diversos incidentes. También se mencionan métricas relacionadas con la redundancia, como el porcentaje de salidas n-1, el porcentaje de activos críticos con canales de comunicación duales, el porcentaje de subestaciones capaces de retroalimentar partes específicas de la red y el número de subestaciones con dos o más líneas de alimentación. Estas métricas abordan diversos casos climáticos y peligros, incluyendo inundaciones, olas de calor, caídas de árboles, formación de hielo y fallos generales relacionados con el clima. El objetivo es evaluar y mejorar la resiliencia del sistema eléctrico frente a múltiples tipos de interrupciones, asegurando así un suministro de energía más robusto y adaptable en un entorno climático cada vez más incierto.

El documento en cuestión detalla una lista de métricas relacionadas con la fiabilidad y la resiliencia de la red eléctrica, centrándose en diversos aspectos de la gestión de la red, el mantenimiento y la respuesta a emergencias. Se divide en tres categorías principales: Planificación orientada a la resiliencia antes del evento, Respuesta a emergencias durante el evento, y Restauración post-evento. Entre los puntos clave se incluyen métricas de fiabilidad, como el porcentaje de subestaciones controladas remotamente y los activos críticos con canales de comunicación duales; métricas relacionadas con el clima, incluyendo la relación entre las ráfagas de viento (u otras condiciones climáticas) y las interrupciones; métricas de infraestructura, como el porcentaje de subestaciones instaladas fuera de áreas privadas; métricas de inspección y mantenimiento, que comprenden el porcentaje de la red inspeccionada y mantenida, desglosado por área, subestación o circuito; métricas de salud de los activos, como el porcentaje de la red con un bajo (buen estado) Índice de Salud; métricas de protección y automatización, incluyendo el porcentaje de nuevos dispositivos con protección contra rayos y la automatización general de la red; características de la infraestructura, como el porcentaje de aislamiento XLPE y cables subterráneos; métricas de personal, como el porcentaje de personal disponible durante fallos y para operaciones de recuperación; y análisis post-evento, incluyendo el índice de salud promedio de los activos que fallaron durante eventos de alto impacto y baja probabilidad (HILP) y sus costos de reemplazo. Se enfatiza la importancia de considerar diversos escenarios climáticos, incluyendo viento, temperatura, nevadas y rayos, al evaluar la resiliencia de la red y planificar para emergencias. Además, se detalla la importancia de los indicadores adelantados (antes del evento) y los indicadores rezagados (durante y después del evento) para diferentes características de la resiliencia. Entre las características clave de la resiliencia mencionadas se encuentran la localización de fallos, el aislamiento y la restauración del servicio (FLISR), dispositivos de reenganche automático, subestaciones conectadas a SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), disponibilidad de piezas de repuesto, simulacros de contingencia para incidentes relacionados con el clima o ciberataques, monitoreo en subestaciones primarias y secundarias, disponibilidad de personal de respuesta, y equipos de conmutación telecontrolados. Las métricas adelantadas incluyen el porcentaje de líneas bajo control FLISR, el porcentaje de dispositivos de reenganche automático, el porcentaje de personal de respuesta disponible, el porcentaje de subestaciones conectadas a SCADA, el número de repuestos disponibles por categoría de activo, el número de simulacros de contingencia, el porcentaje de monitoreo en subestaciones, y el porcentaje de equipos de conmutación telecontrolados. Las métricas rezagadas incluyen los costos de restauración, el número de accesos al sitio web buscando información, la relación de recuperación de carga, la duración de las fallas relacionadas con el clima, el porcentaje de operaciones de telecontrol exitosas, los minutos de interrupción del servicio (CML) debido a fallos de comunicación, y el número de llamadas recibidas y atendidas en las plataformas de soporte. En resumen, el documento subraya la importancia de la monitorización, la automatización y la preparación para mantener la resiliencia de la red antes, durante y después de eventos disruptivos. Al implementar estas métricas y estrategias, se busca mejorar la capacidad de la red eléctrica para resistir y recuperarse de diversas condiciones climáticas adversas y ataques cibernéticos, garantizando así un suministro eléctrico fiable y continuo para los usuarios.

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