Guía de Estudio: Organización, Regulación y Funcionamiento del Subsector Eléctrico

La reserva rodante es la primera línea de defensa del sistema. Está compuesta por unidades generadoras que ya están en operación y, por lo tanto, sincronizadas con la red. Estas unidades no están generando a su máxima capacidad, sino que tienen una capacidad ociosa que pueden liberar de manera casi instantánea para inyectar más potencia al sistema.

• ¿Qué es?: Capacidad de generación disponible en generadores que ya están en línea y girando (de ahí el nombre “rodante”). Esta reserva se activa de forma automática y muy rápida.
• Implementación: La reserva rodante se implementa configurando las unidades generadoras para que operen por debajo de su potencia máxima. Por ejemplo, una turbina de 100 MW puede estar generando solo 80 MW, dejando 20 MW de reserva rodante disponible. Esta potencia extra se puede liberar en cuestión de segundos, simplemente ajustando el punto de operación de la turbina. La respuesta es proporcional a la caída de frecuencia: a mayor caída, mayor será la potencia inyectada.
• Ejemplo: Un sistema eléctrico tiene una demanda de 5,000 MW y está siendo abastecido por varias centrales. Una de las centrales, con una capacidad de 500 MW, falla repentinamente y se desconecta. La frecuencia del sistema comienza a caer. Las centrales que tienen reserva rodante (por ejemplo, operando al 85% de su capacidad) detectan la caída de frecuencia y automáticamente aumentan su producción al 100% para compensar la pérdida de los 500 MW. Este proceso es casi instantáneo y previene una caída de frecuencia más severa.

La reserva de regulación es similar a la reserva rodante en el sentido de que también está compuesta por unidades en operación. Sin embargo, su función principal no es compensar grandes contingencias, sino gestionar las pequeñas y constantes fluctuaciones de la demanda a lo largo del día.

• ¿Qué es?: Capacidad de generación de respuesta rápida, generalmente de unidades que pueden aumentar o disminuir su potencia de forma continua para seguir las variaciones de la demanda en tiempo real.
• Implementación: Se implementa a través de un control automático de generación (AGC) que monitorea la frecuencia del sistema y envía señales de ajuste a las unidades designadas. Estas unidades responden con pequeños incrementos o decrementos de potencia para mantener la frecuencia lo más cerca posible de su valor nominal.
• Ejemplo: En una ciudad, miles de usuarios encienden sus aires acondicionados casi al mismo tiempo. Esto provoca un pequeño pero rápido aumento en la demanda total. El AGC detecta esta subida y las unidades con reserva de regulación aumentan su potencia en un 1% o 2% para satisfacer la nueva demanda, evitando que la frecuencia se desvíe perceptiblemente.

Cuando la reserva rodante y la de regulación no son suficientes para compensar una gran contingencia, se activan las reservas de arranque rápido. Estas son unidades que no están en línea, pero que pueden sincronizarse y comenzar a inyectar potencia en un plazo de 10 a 30 minutos.

• ¿Qué es?: Unidades generadoras que están apagadas pero pueden ser encendidas y puestas en operación en un corto período de tiempo. Ejemplos comunes son las turbinas a gas o las unidades de ciclo combinado.
• Implementación: La implementación de estas reservas implica tener el equipamiento listo para un encendido rápido. Los operadores del sistema, al ver que una contingencia mayor no puede ser manejada por la reserva rodante, envían la orden para que estas unidades comiencen su secuencia de arranque.
• Ejemplo: El sistema eléctrico sufrió una pérdida de 1,000 MW de capacidad de generación. La reserva rodante cubrió inicialmente 500 MW, pero la frecuencia sigue baja. El operador del sistema ordena el arranque de varias turbinas a gas, que pueden encenderse en menos de 15 minutos, para inyectar los 500 MW restantes y restaurar el equilibrio.

La reserva fría es la última línea de defensa. Son unidades generadoras que no están en línea ni listas para un arranque rápido, pero pueden ser puestas en servicio en un plazo más largo, generalmente de 1 a 12 horas.

• ¿Qué es?: Unidades de generación que requieren una preparación más larga para ser puestas en línea. Estas unidades se utilizan para contingencias prolongadas o para cubrir picos de demanda previstos con antelación.
• Implementación: La reserva fría se programa con anticipación, y los operadores del sistema la utilizan para reforzar la capacidad de generación a mediano y largo plazo. Esto puede incluir centrales térmicas de carbón o nucleares que no son adecuadas para un arranque rápido.
• Ejemplo: Durante una ola de calor, se prevé un aumento de la demanda que excederá la capacidad de las reservas activas. Con 24 horas de antelación, el operador del sistema ordena el arranque de una central de ciclo combinado de gran capacidad para que esté en línea y lista para el día siguiente, asegurando que habrá suficiente potencia para cubrir el pico de demanda.

• Concepto: Es la respuesta inmediata y automática de los generadores a las variaciones en la frecuencia del sistema. Su función es frenar la caída o el aumento de la frecuencia y estabilizarla en un nuevo valor, aunque no necesariamente el nominal de 50 Hz.
• Funcionamiento: Cada unidad generadora (turbina, motor, etc.) está equipada con un sistema de control de velocidad (regulador) que monitorea la frecuencia de la red. Si la frecuencia baja (indicando un exceso de demanda sobre la generación), el regulador detecta esta caída y abre las válvulas de vapor, gas o agua (dependiendo de la tecnología) para que la turbina reciba más energía y aumente su potencia de salida, contrarrestando la caída de frecuencia. Si la frecuencia sube (exceso de generación), el regulador hace lo contrario, cerrando las válvulas para reducir la potencia.

La implementación de la regulación primaria de frecuencia se basa en un concepto conocido como "droop" o "estabilidad de lazo abierto", que se puede describir como la relación entre la variación de la frecuencia y la variación de la potencia de salida del generador.

• Droop (o Estatismo): Es un parámetro intrínseco de los reguladores de velocidad. Se define como el porcentaje de caída de frecuencia que causa que el generador aumente su potencia desde cero hasta su máxima capacidad. Un droop típico es del 5%, lo que significa que una caída del 5% en la frecuencia resultará en un 100% de aumento en la potencia del generador. Esta característica asegura que múltiples generadores en un sistema compartan la carga de la regulación de manera proporcional, evitando que una sola unidad intente compensar todo el desequilibrio.
• Tiempo de Respuesta: La regulación primaria es un proceso extremadamente rápido, completando su acción en cuestión de 10 a 20 segundos. Su principal objetivo es evitar un colapso en cascada del sistema.

Imaginemos un sistema eléctrico con una frecuencia nominal de 50 Hz. Se produce una falla grave en una línea de transmisión, lo que provoca la desconexión de una gran central generadora.

• Caída de Frecuencia: La generación ahora es menor que la demanda, por lo que la frecuencia del sistema comienza a caer rápidamente. Por ejemplo, de 50.0 Hz a 49.8 Hz en cuestión de segundos.
• Activación de la Regulación Primaria: Todas las unidades generadoras en servicio detectan esta caída de frecuencia. Sus reguladores de velocidad actúan automáticamente.
• Aumento de Potencia: Los reguladores, basados en su ajuste de droop, abren las válvulas para que las turbinas aumenten su potencia. Por ejemplo, una central de 200 MW que operaba a 150 MW podría aumentar su potencia a 170 MW en segundos.
• Estabilización en un Nuevo Valor: El esfuerzo combinado de todos los generadores que participan en la regulación primaria detiene la caída de frecuencia y la estabiliza en un nuevo valor, por ejemplo, 49.85 Hz. A pesar de que la frecuencia no ha vuelto a 50 Hz, el sistema se ha estabilizado y la situación de emergencia inicial se ha contenido.