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2. PROCEDIMIENTO PARA LA OPERACIÓN DEL SISTEMA

ELÉCTRICO.

El sistema eléctrico ha experimentado un crecimiento muy rápido en los últimos años, en

lo que se refiere a la demanda de energía, requiriendo a su vez un incremento o

acondicionamiento de las infraestructuras necesarias para suplirla con suficiente seguridad y

calidad. Sin embargo los costes que conlleva el incluir más elementos infraestructurales a la

red con la misma velocidad de lo que se precisa, provoca que se produzca una

reestructuración en los métodos de gestión, planificación y operación de las redes eléctricas

en el ámbito español. La gestión busca un mejor aprovechamiento de la topología existente en

el sistema eléctrico y para lograrlo se establecen unos procedimientos que deben cumplir

todos los agentes que intervengan en todo lo que se refiere al transporte y distribución de

energía eléctrica.

Aparece una figura muy destacada, el Operador de Sistema, encargado principalmente

del control y mantenimiento de la red eléctrica, que tiene potestad en la toma de decisiones a

la hora de corregir eventuales situaciones anómalas, mediante el envío de consignas de

operación a los proveedores del servicio eléctrico.

2.1 CARACTERÍSTICAS DESTACADAS.

El Ministerio de Industria presenta en el año 2000 una resolución que establece los

procedimientos de operación en el sistema eléctrico [3] “Servicio complementario de control

de tensión de la red de transporte”

Este procedimiento, en la actualidad pendiente de su revisión, tiene una serie de

problemáticas y mejoras respecto a los procedimientos anteriores.

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Las problemáticas más importantes que se plantean son las siguientes:

Beneficio versus Penalización absolutamente desequilibrada: distorsión del

posible mercado para el control de tensiones.

Usos de sistemas de control de tensión caros y complicados que no justifican

inversiones dada la esperanza exigua de un beneficio.

Conflicto de intereses y coordinación con la red de trasporte.

Falta de medidas fiables de los nudos a regular.

Así mismo las mejoras más destacadas son:

Equilibrio más realista entre el Beneficio esperado y la Penalización por

incumplimiento del servicio prestado.

Coordinación de la regulación de tensión de aquellos generadores acoplados en

las redes de distribución.

Saber en cada momento que tensión es la real en un nudo, o si se está

auditando con medidas estimadas.

En el ámbito de aplicación del procedimiento involucra los siguientes agentes:

El Operador de Sistema (OS).

El Operador de Mercado (OM).

Transportistas.

Productores en régimen ordinario.

Distribuidores.

Consumidores cualificados no acogidos a tarifa conectados a la red de

transporte.

Gestores de las redes de distribución.

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En la situación actual del sistema eléctrico español se tiene un control de tensiones de

carácter local y es imposible implantar un mercado competitivo aplicable a todas las regiones

por lo que se opta por la opción de implantar un servicio complementario de control de

tensiones y potencia reactiva, solución utilizada en el resto de sistemas liberalizados. Sin un

procedimiento que regule la actividad de los agentes protagonistas del sistema eléctrico es

imposible garantizar la seguridad del sistema eléctrico para que el suministro de energía

llegue a los todos los consumidores finales con los niveles de calidad adecuados. Además, de

esta forma es imposible también que las unidades de producción de energía puedan funcionar

en las condiciones establecidas para su operación normal. El procedimiento pretende resolver

estos problemas y para ello establece unos requisitos hacia los agentes implicados en el

mercado energético. Los requisitos, entre otros, son unas prestaciones mínimas de carácter

obligatorio y otras adicionales que deberán cumplir todos los proveedores del servicio, con

sus retribuciones o penalizaciones, según corresponda.

Figura 2-1 Mercado en el sistema eléctrico español

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Los proveedores del servicio serán:

Grupos generadores regulados por el régimen ordinario con una potencia neta

registrada mayor o igual a 30 MW y que tengan además conexión directa o

través de una línea especifica a los nudos de la red de transporte.

Empresas transportistas de energía.

Consumidores cualificados no acogidos a tarifa conectados directamente a la

red mediante una línea específica y que tengan contratada una potencia igual o

mayor a 15 MW.

Gestores de las redes de distribución. Estos prestaran el servicio

complementario de control de tensión de la zona bajo su gestión.

Las prestaciones mínimas obligatorias que se requieren a los proveedores de servicio, según

su carácter deben ser las que se indican a continuación:

a) Para los generadores: Deben disponer de un margen mínimo obligatorio de potencia

reactiva tanto en generación como en absorción, y deberán modificar su producción o

absorción de reactiva dentro de los limites indicados de manera que puedan ayudar a

mantener unas tensiones en barras de la central dentro de unos márgenes de variación

previamente definidos por el valor de consigna de tensión y la banda de actuación

impuesta por el Operador de Sistema. El margen de potencia reactiva mínimo

requerido se establece en función de la potencia activa neta instalada y deberá ser

capaz de proporcionarlo para todo el rango de potencia activa comprendido entre el

mínimo técnico y la potencia activa neta máxima.

b) Para los transportistas: Deberán prestar el servicio con los medios de los que se

disponen; reactancias, condensadores, transformadores con tomas de regulación,

apertura de sus líneas y otros elementos de gestión de potencia reactiva a fin de

compensarla y elementos de control de tensión. Con el movimiento de las tomas en

carga de los transformadores y maniobras en otros elementos de control tendrán que

mantener las tensiones en los nudos correspondientes dentro de los márgenes

indicados por el Operador de Sistema.

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c) Para los consumidores proveedores del servicio: Se establecen unos requisitos según el

periodo horario (punta, valle y llana).

Hora punta: El consumo de potencia reactiva no podrá exceder el 33% del

consumo de potencia activa. Lo que significa un Cos φ ≥ 0.95.

Hora valle: No podrá existir entrega de potencia reactiva a la red de transporte.

Lo que significa un Cos φ = 1.

Hora llana: El consumo de potencia reactiva no podrá exceder el 33% del

consumo de potencia activa y además no se podrá entregar reactiva a la red de

transporte. Lo que significa un 0.95 inductivo < Cosφ < 1 inductivo.

Figura 2-2 Periodos horarios en el panorama español.

d) Para los gestores de las redes de distribución: Deberán cumplir los mismos requisitos que los consumidores proveedores del servicio y para ello utilizaran los elementos de control de tensión de las instalaciones ubicadas en el ámbito de su gestión.

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Además de los requisitos obligatorios, los productores, consumidores y gestores

proveedores del servicio podrán ofertar sus posibles recursos adicionales disponibles que

excedan de los requisitos mínimos obligatorios, ofreciendo una banda adicional de

generación/absorción de potencia reactiva en el caso de los generadores y ofertando sus

recursos adicionales disponibles al Operador de Sistema, en el caso de los consumidores y

gestores.

El servicio adicional prestado por los agentes implicados en el mercado eléctrico español

tiene su retribución atendiendo principalmente a la banda adicional de disponibilidad de

generación o absorción de potencia reactiva.

2.2 EL OPERADOR DE SISTEMA

El agente más importante que interviene en el servicio complementario del control de

tensión y potencia reactiva, es el Operador de Sistema, que tiene que realizar las siguientes

funciones:

Identificar los puntos frontera de la red de transporte y determinar las

consignas de tensión a mantener en estos puntos frontera.

Asignar el servicio que deben prestar los diferentes proveedores conforme a su

capacidad adicional y emitir las instrucciones para la operación en tiempo real

de los elementos de control.

Controlar y medir la prestación del servicio.

Proporcionar al Operador de Mercado la información necesaria para la

liquidación del servicio a aquellos proveedores que sean agentes del mercado o

que participen en el mismo a través de agentes comercializadores.

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Ídem para la Comisión Nacional del Sistema eléctrico para la liquidación del

servicio prestado por los gestores de las redes de distribución y para la

liquidación de la actividad del transporte.

Aplicar, en caso necesario, los mecanismos excepcionales previstos al efecto

que garanticen la seguridad y calidad del servicio en tiempo real.

Dentro del Sistema Eléctrico español el organismo que actúa como Operador del Sistema es

Red Eléctrica de España (REE).

Figura 2-3 Sede de REE en Sevilla

2.3 MEDIDA Y CONTROL DEL CUMPLIMIENTO DEL SERVICIO.

El Operador de Sistema deberá controlar el cumplimiento del servicio, teniendo en

cuenta el estado de la red en cada momento y las características técnicas de los proveedores

del servicio.

Los proveedores del servicio deberán informar de sus márgenes de maniobra, de su

capacidad de generación y/o absorción de potencia reactiva así como la posibilidad de

funcionamiento como compensadores síncronos. A esto hay que añadirle las características de

las líneas a las que se introduce o desde las que se absorbe potencia reactiva y que están

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conectados los proveedores así como los nudos de la red implicados. Con los datos recibidos

por los proveedores y con los datos de infraestructura de la red eléctrica, el operador tiene

definida una topología del sistema además de conocer las variables de los elementos de que se

disponen para realizar las tareas de regulación de tensión y optimización del flujo de potencia

reactiva para mantener los niveles de seguridad y calidad aceptables.

Para el control del cumplimiento del servicio, constantemente se reciben tele-medidas

al Sistema de Control de energía en tiempo real (SIMEL) del centro de control eléctrico

(CECOEL). En ausencia de estas tele-medidas o cuando las medidas que se reciben no

cumplen con unos mínimos requisitos de calidad, se utilizarán los resultados que se obtienen

de un Estimador de Estados instalado también dentro del mismo centro de control.

Figura 2-4 Centro de Control Eléctrico.

Desde el CECOEL se emiten las instrucciones de operación del sistema de producción

y transporte con el fin de garantizar la seguridad y calidad del suministro eléctrico, se emiten

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las consignas de operación de los elementos de la red de transporte para que las variables de

control permanezcan dentro de los márgenes establecidos en los procedimientos de operación.

CECOEL se encuentra soportado por un sistema de control de última generación, cuya

misión es gestionar la información que se recibe en tiempo real desde las centrales y las

instalaciones de la red para presentarla a los operadores en una forma grafica fácilmente

comprensible y efectuar los estudios que garanticen la seguridad del sistema eléctrico. El

CECOEL controla de forma permanente el estado de la red y sus parámetros eléctricos

actuando sobre las variables de control para mantener la seguridad y calidad del suministro o

para restablecer el servicio en caso de que se haya producido un incidente.