El informe técnico sobre el apagón del SENI del 11 de noviembre de 2025 detalla que la causa raíz fue un error humano durante el mantenimiento en la Subestación SPM1, al abrir un seccionador energizado de forma incorrecta.
- Se estima que si la unidad PC1 hubiera estado disponible o si no hubiera habido una sobreactuación del EDAC, el colapso podría haberse evitado.
El Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD) coincidió con el hallazgo del Organismo Coordinador (OC/SENI) en su informe final divulgado la noche de este miércoles, de que el apagón general (blackout) del 11 de este mes fue provocado por error humano.
El blackout del 11 de noviembre de 2025 inició a las 13:23:15, con una falla en la subestación 138/69 kilovatios (KV) de SPM1 cuando un operador abrió de forma un seccionador energizado de la línea de 138 kV SPM1–Cumayasa, en lugar del seccionador para aislar la línea SPM1-Coastal, indica.
Esta acción incorrecta generó un incremento abrupto de corriente y una variación transitoria en la frecuencia del sistema, provocando un colapso total del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), resultando en un apagón general (blackout) a las 13:25:16, 2 minutos y 4 segundos después de la falla inicial momento, en el que la generación del SENI era de 2,978 megativos (MW) y cayó a casi cero megas.
Indica que esa situación evidenció la baja inercia del sistema (rutina), por la alta penetración de energía fotovoltaica sin soporte incercial.
Los técnicos de la UASD afirman que ese error fue lo que provocó una falla en cascada que fue amplificada por una actuación desproporcionada del sistema de protección (EDAC), provocando la desconexión de generación en menos de un segundo.
La sobreactuación del Esquema de Deslastre Automático de Carga (EDAC), de forma desproporcionada, causó una sobrefrecuencia que sacó a Punta Catalina 2, el sistema perdió estabilidad y colapsó totalmente en poco más de dos minutos.
Sostiene que el evento expuso la baja inercia del sistema, debido a la alta penetración de energía fotovoltaica y la falta de coordinación entre los sistemas de protección y control.
“Este tipo de fallas en infraestructura crítica tienen implicaciones directas en la economía y la inversión”, indica.
SITUACIÓN
El reporte explica que en este caso la falla no fue aislada por la protección diferencial de barras en la subestación SPM1, ya que no la tenía.
Las protecciones de líneas y barras actuaron entre 3.36 y 40.80 ciclos (56 a 680 ms), mientras que las protecciones de los generadores comenzaron a desconectarse entre 18 y 20 ciclos (300 a 334 ms), lo que indica que la mayoría se dispararon más lento de lo recomendable. La corriente del arco fue de 929 amperes, muy por debajo de las corrientes de cortocircuito, dificultando la actuación de los relés de sobrecorriente.
La perturbación se propagó, afectando la subestación SPM2 y sus líneas asociadas, y desconectando plantas como CESPM (Unidades 1,2,3), Energas 4 y BioEnergy. En ese momento, las generadoras Sultana del Este y Bersal estaban apagadas, y la LT El Soco-Hato Mayor 1 estaba fuera por mantenimiento.
Esto causó una disminución de la frecuencia del SENI a 58.9 Hertz, activando el Esquema de Deslastre Automático de Carga (EDAC). La salida abrupta de generación fue de 429.51 MW (165.06 MW fotovoltaica y 264.45 MW térmica), y se desconectaron 258 MW de cargas. La primera actuación del EDAC fue desproporcionada, evidenciando una falla en la selectividad y coordinación de los sistemas de protección.
La falta de coordinación entre los elementos de protección y el EDAC, junto con la alta participación de generación fotovoltaica sin soporte inercial, contribuyó al colapso. La Planta Punta Catalina 2 (PC2) intentó estabilizar el sistema, pero se disparó por bajo nivel de agua en el domo superior de la caldera debido a fluctuaciones extremas de frecuencia.
La planta AES Andrés también excedió su capacidad y salió de servicio. Se estima que si la unidad PC1 hubiera estado disponible o si no hubiera habido una sobreactuación del EDAC, el colapso podría haberse evitado.
Según el reporte, la recuperación del sistema fue considerada excelente. A las 18:00, el SENI había recuperado el 25% de la demanda, y para las 4:00 del 12 de noviembre, estaba casi totalmente recuperado, alcanzando una generación similar a la del día anterior (2,894 MW).
Las conclusiones del informe destacan la fortaleza del sistema de transmisión del SENI, la responsabilidad de la ETED por la maniobra incorrecta y la inadecuada actuación de las protecciones, y las deficiencias en la coordinación entre las protecciones de líneas, los mecanismos de control de frecuencia y el EDAC.
Enfatiza la necesidad de mejorar la coordinación, la importancia de la Central Térmica de Punta Catalina para la regulación de frecuencia, y el impacto negativo de la alta participación fotovoltaica sin soporte inercial.
RECOMENDACIONES
Las recomendaciones incluyen revisar y coordinar los ajustes del EDAC con los relés de distancia y las protecciones de las plantas, instalar registradoras digitales de fallas, optimizar la integración de energías renovables con sistemas de almacenamiento de energía con baterías para control inercial sintético, fortalecer la capacitación del personal operativo, mantener actualizada la identificación física de equipos en subestaciones, y actualizar y validar periódicamente los procedimientos de arranque en negro (Black Start).
