En la gestión de sistemas de potencia, la estabilidad se define en fracciones de segundos. El evento del pasado 11 de noviembre de 2025, que derivó en una desconexión general del sistema, transcurrió en una ventana crítica de 110 segundos.
Este incidente ofrece al sector eléctrico dominicano una oportunidad invaluable para analizar técnicamente la interacción entre la operación humana, los esquemas de protección y la dinámica de control en una red moderna.
Más allá de buscar responsabilidades individuales, el Análisis Forense Integral y Evaluación Técnica del evento permite identificar áreas de mejora estructural en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
Se sugiere que la robustez del sistema depende de reforzar las capas de seguridad y adaptar los controles a una matriz de generación en constante evolución.
A continuación, examinamos los factores técnicos determinantes y las recomendaciones para elevar los estándares de confiabilidad.
Seguridad operativa: Fortaleciendo la primera línea de defensa
El inicio de la perturbación se localizó en la subestación de 138 kV San Pedro de Macorís, a raíz de una maniobra de apertura en un seccionador bajo carga. Este tipo de operaciones, que conlleva riesgos físicos inmediatos como la formación de arcos eléctricos, pone de relieve la importancia de los sistemas de enclavamiento.
Desde la perspectiva de la ingeniería, la seguridad no debe depender exclusivamente de la pericia del operador. Los estándares internacionales, como la norma IEC 62271, recomiendan la implementación de barreras redundantes: enclavamientos eléctricos, mecánicos y lógicos que impidan técnicamente la ejecución de maniobras no seguras.
El análisis indica que la incidencia no fue un hecho aislado, sino que evidenció la necesidad de revisar la efectividad de estos mecanismos de bloqueo en la infraestructura. Fortalecer estos protocolos de defensa en profundidad es el primer paso para minimizar la probabilidad de error humano en operaciones críticas.
Tiempos de respuesta y coordinación de protecciones
Uno de los hallazgos técnicos más relevantes es la duración de la falla eléctrica. El cortocircuito en la subestación se despejó en un tiempo de 643 milisegundos, un intervalo que, aunque breve en términos humanos, resulta prolongado para la estabilidad de un sistema de potencia.
En redes de transmisión modernas, la práctica recomendada es aislar este tipo de incidencias en tiempos significativamente menores, típicamente por debajo de los 100 milisegundos, mediante esquemas de Protección Diferencial de Barras. Al depender de protecciones de respaldo en líneas adyacentes, el tiempo de despeje se extendió, lo que generó oscilaciones de voltaje y frecuencia que afectaron a otras zonas de la red.
Asimismo, se observaron comportamientos asimétricos en la coordinación de protecciones de distancia en líneas cercanas, donde algunos relés actuaron de manera anticipada o con alcances de impedancia que requieren recalibración para asegurar una selectividad precisa. La revisión de estos ajustes es fundamental para evitar salidas innecesarias de circuitos ante futuras contingencias.
Dinámica de control en la generación térmica
El evento también subrayó los desafíos de la interacción entre la generación térmica y las variaciones súbitas de frecuencia. Aproximadamente dos minutos después de la falla inicial, la unidad de generación base más importante de la zona salió de servicio debido a una condición operativa en su caldera.
Este comportamiento responde a un fenómeno termohidráulico conocido como Shrink and Swell (contracción e hinchamiento). Cuando la frecuencia del sistema varía, los gobernadores de las turbinas ajustan la entrada de vapor, lo que altera momentáneamente la presión y el nivel aparente del agua en la caldera.
Se estima que, si bien la planta actuó para proteger sus equipos, existe un margen para optimizar la sintonización de los lazos de control. El objetivo es que las unidades térmicas puedan soportar mejor estos transitorios de la red sin comprometer su seguridad, alineándose con las guías de coordinación planta-red (IEEE C37.102) para contribuir a la estabilidad general.
El reto de la inercia en una red renovable
Un factor estructural clave en este evento fue la composición de la generación. Al momento del incidente, la energía solar representaba el 31% del total abastecido. Esta alta penetración de energías renovables es positiva para el medio ambiente, pero implica una reducción en la inercia rotacional del sistema.
La inercia actúa como un amortiguador natural ante cambios de frecuencia. Con niveles menores de inercia, la tasa de cambio de frecuencia (RoCoF) se vuelve más pronunciada ante la pérdida de generación. Esto no es una falla, sino una característica de los sistemas modernos que requiere adaptaciones tecnológicas, como la exigencia de respuestas rápidas de frecuencia en los inversores y ajustes más dinámicos en el resto del parque generador.
Optimización del esquema de desconexión de carga
Finalmente, el Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC), diseñado como último recurso para balancear el sistema, tuvo un desempeño parcial. El análisis señala que la función derivativa (dF/dt), destinada a actuar de forma anticipada ante caídas rápidas de frecuencia, no se activó en todos los circuitos previstos en las redes de distribución.
Esto resalta la importancia de mantener programas rigurosos de verificación y mantenimiento de los relés en las subestaciones de distribución, asegurando que estén habilitados y calibrados según los estándares de confiabilidad (NERC PRC-006) para actuar eficazmente cuando el sistema más lo necesita.
Hacia un sistema más resiliente
El análisis técnico del evento del 11 de noviembre es una herramienta constructiva para la planificación futura. Las recomendaciones apuntan a una modernización integral que trasciende la infraestructura física:
- Auditoría de sistemas de seguridad: verificar y asegurar la operatividad de los enclavamientos en subestaciones de transmisión.
- Mejora en protecciones: implementar esquemas diferenciales de barra para garantizar despejes de falla instantáneos.
- Sintonización de controles: ajustar la lógica de control en centrales térmicas para mejorar su respuesta ante transitorios.
- Adaptación regulatoria: actualizar la normativa técnica para gestionar los desafíos de la baja inercia y la alta integración renovable.
- Verificación y Mantenimiento del EDAC: implementar un programa riguroso de auditoría y pruebas funcionales periódicas de los relés del Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC), poniendo especial énfasis en la calibración y habilitación de las funciones de disparo por derivada de frecuencia.
El SENI ha demostrado ser un sistema en crecimiento y evolución. La implementación de estas mejoras técnicas fortalecerá su capacidad de respuesta, garantizando un servicio eléctrico más confiable y seguro para el desarrollo de la República Dominicana.
Este artículo toma como referencia principal el documento técnico Análisis forense integral y evaluación técnica del colapso del SENI (Peter Santana, v.1.0). Dicho estudio se fundamenta en el informe del Organismo Coordinador sobre el evento del 11 de noviembre de 2025 y en las mejores prácticas internacionales de confiabilidad aplicadas a los sistemas eléctricos.
