Gestión de carga

La gestión de carga , también conocida como gestión de la demanda ( DSM ), es el proceso de equilibrar el suministro de electricidad en la red con la carga eléctrica mediante el ajuste o control de la carga en lugar de la producción de la central eléctrica. Esto se puede lograr mediante la intervención directa de la empresa de servicios públicos en tiempo real, mediante el uso de relés sensibles a la frecuencia que activan los interruptores automáticos ( control de rizado ), mediante temporizadores o mediante el uso de tarifas especiales para influir en el comportamiento del consumidor. La gestión de carga permite a las empresas de servicios públicos reducir la demanda de electricidad durante las horas pico ( reducción de picos ), lo que, a su vez, puede reducir los costos al eliminar la necesidad de centrales eléctricas de punta . Además, algunas centrales eléctricas de punta pueden tardar más de una hora en ponerse en línea, lo que hace que la gestión de carga sea aún más crítica si una planta se desconecta inesperadamente, por ejemplo. La gestión de carga también puede ayudar a reducir las emisiones contaminantes, ya que las centrales de punta o los generadores de respaldo suelen ser más contaminantes y menos eficientes que las centrales eléctricas de carga base . Constantemente se desarrollan nuevas tecnologías de gestión de carga, tanto por la industria privada ^{[ 1 ]} como por entidades públicas. ^{[ 2 ] [ 3 ]}

La gestión moderna de la carga de servicios públicos comenzó alrededor de 1938, utilizando el control de ondulación. Para 1948, el control de ondulación era un sistema práctico de amplio uso. ^{[ 4 ]}

Checoslovaquia comenzó a utilizar el control por rizado en la década de 1950. Los primeros transmisores eran de baja potencia, en comparación con los sistemas modernos, de tan solo 50 kilovoltios-amperios. Eran generadores rotativos que alimentaban una  señal de 1050 Hz a transformadores conectados a las redes de distribución eléctrica. Los primeros receptores eran relés electromecánicos. Posteriormente, en la década de 1970, se utilizaron transmisores con semiconductores de alta potencia. Estos son más fiables porque no tienen partes móviles. Los sistemas checos modernos envían un "telegrama" digital. Cada telegrama tarda unos treinta segundos en enviarse y consta de pulsos de aproximadamente un segundo de duración. Existen varios formatos, utilizados en diferentes distritos. ^{[ 5 ]}

En 1972, Theodore George "Ted" Paraskevakos , mientras trabajaba para Boeing en Huntsville, Alabama , desarrolló un sistema de monitoreo de sensores que utilizaba transmisión digital para sistemas de alarma de seguridad, incendios y emergencias médicas, así como capacidades de lectura de medidores para todos los servicios públicos. Esta tecnología fue una derivación de su sistema patentado de identificación automática de líneas telefónicas, ahora conocido como identificador de llamadas . En 1974, Paraskevakos recibió una patente estadounidense por esta tecnología. ^{[ 6 ]}

A petición de la compañía eléctrica Alabama Power Company , Paraskevakos desarrolló un sistema de gestión de carga junto con tecnología de lectura automática de contadores. Para ello, aprovechó la capacidad del sistema para monitorizar la velocidad del disco del contador de potencia y, por consiguiente, el consumo eléctrico. Esta información, junto con la hora del día, permitió a la compañía eléctrica configurar los contadores individuales para gestionar el consumo de calentadores de agua y aire acondicionado, evitando así picos de uso durante las horas de mayor consumo. Por este enfoque, Paraskevakos recibió varias patentes. ^{[ 7 ]}

Dado que la energía eléctrica es una forma de energía que no se puede almacenar eficazmente a granel, debe generarse, distribuirse y consumirse de inmediato. Cuando la carga de un sistema se acerca a su capacidad máxima de generación, los operadores de la red deben encontrar fuentes de energía adicionales o maneras de reducir la carga; de ahí la gestión de la carga. Si no lo logran, el sistema se volverá inestable y podrían producirse apagones .

La planificación a largo plazo de la gestión de la carga puede comenzar con la creación de modelos sofisticados que describan las propiedades físicas de la red de distribución (es decir, la topología, la capacidad y otras características de las líneas), así como el comportamiento de la carga. El análisis puede incluir escenarios que consideren los pronósticos meteorológicos, el impacto previsto de las órdenes de reducción de carga propuestas, el tiempo estimado de reparación de los equipos fuera de servicio y otros factores.

La utilización de la gestión de carga puede ayudar a una central eléctrica a lograr un factor de capacidad más alto , una medida de la utilización promedio de la capacidad. El factor de capacidad es una medida de la producción de una central eléctrica en comparación con la producción máxima que podría producir. El factor de capacidad se define a menudo como la relación entre la carga promedio y la capacidad o la relación entre la carga promedio y la carga pico en un período de tiempo . Un factor de carga más alto es ventajoso porque una central eléctrica puede ser menos eficiente con factores de carga bajos, un factor de carga alto significa que los costos fijos se distribuyen entre más kWh de producción (lo que resulta en un precio más bajo por unidad de electricidad), y un factor de carga más alto significa una mayor producción total. Si el factor de carga de la central se ve afectado por la falta de disponibilidad de combustible, paradas por mantenimiento, averías imprevistas o una demanda reducida (ya que el patrón de consumo fluctúa a lo largo del día), la generación debe ajustarse, ya que el almacenamiento de energía en la red suele ser prohibitivamente caro.

Las empresas de servicios públicos más pequeñas que compran energía en lugar de generarla descubren que también pueden beneficiarse al instalar un sistema de control de carga. Las penalizaciones que deben pagar al proveedor de energía por el consumo máximo pueden reducirse significativamente. Muchas afirman que un sistema de control de carga puede amortizarse en una sola temporada.

Cuando se decide reducir la carga, se hace en función de la fiabilidad del sistema . La compañía eléctrica, en cierto modo, tiene el control y solo reduce la carga cuando la estabilidad o la fiabilidad del sistema de distribución eléctrica se ven amenazadas. La compañía eléctrica (que se dedica a generar, transportar y distribuir electricidad) no interrumpirá su actividad sin una causa justificada. La gestión de la carga, cuando se realiza correctamente, no es invasiva y no supone ninguna dificultad para el consumidor. La carga debe trasladarse a las horas de menor consumo.

La gestión de la demanda pone el control en manos del consumidor mediante dispositivos como un interruptor de control de carga controlado por una red inteligente . Si bien muchos consumidores residenciales pagan una tarifa plana por la electricidad durante todo el año, los costos de la compañía eléctrica varían constantemente, dependiendo de la demanda, la red de distribución y la composición de su cartera de generación de electricidad. En un mercado libre, el precio mayorista de la energía varía ampliamente a lo largo del día. Los programas de gestión de la demanda, como los que permiten las redes inteligentes, buscan incentivar al consumidor a limitar su uso en función de los costos . A medida que los costos aumentan durante el día (cuando el sistema alcanza su capacidad máxima y se utilizan centrales eléctricas de punta más costosas), una economía de libre mercado debería permitir que el precio suba. Una caída correspondiente en la demanda del bien debería ir acompañada de una caída en el precio. Si bien esto funciona para la escasez previsible, muchas crisis se desarrollan en cuestión de segundos debido a fallas imprevistas en los equipos. Deben resolverse en el mismo lapso de tiempo para evitar un apagón . Muchas empresas de servicios públicos interesadas en la respuesta a la demanda también han expresado interés en la capacidad de control de carga para poder operar el "interruptor de encendido/apagado" antes de que se publiquen las actualizaciones de precios para los consumidores. ^{[ 8 ]}

La aplicación de la tecnología de control de carga continúa creciendo hoy en día con la venta de sistemas basados ​​en comunicación por radiofrecuencia y por línea eléctrica. Ciertos tipos de sistemas de medidores inteligentes también pueden funcionar como sistemas de control de carga. Los sistemas de control de carga pueden impedir la recarga de vehículos eléctricos durante las horas pico. Los sistemas de vehículo a red pueden devolver electricidad de las baterías de un vehículo eléctrico a la red eléctrica, o pueden limitar la velocidad de recarga de las baterías del vehículo. ^{[ 9 ]}

El control por ondulación es una forma común de control de carga y se utiliza en muchos países del mundo, incluidos Estados Unidos , Australia , República Checa , Nueva Zelanda , Reino Unido , Alemania , Países Bajos y Sudáfrica . El control por ondulación consiste en superponer una señal de mayor frecuencia (generalmente entre 100 y 1600  Hz ^{[ 10 ]} ) a la  señal estándar de 50-60 Hz de la alimentación principal. Cuando los dispositivos receptores conectados a cargas residenciales o industriales no esenciales reciben esta señal, desconectan la carga hasta que la señal se desactiva o se recibe otra señal de frecuencia.

Las primeras implementaciones del control de ondulación se produjeron durante la Segunda Guerra Mundial en diversas partes del mundo, utilizando un sistema que se comunicaba a través de la red de distribución eléctrica. Los primeros sistemas empleaban generadores rotativos conectados a las redes de distribución mediante transformadores. Los sistemas de control de ondulación suelen ir acompañados de un sistema de precios escalonado (de dos o más niveles), en el que la electricidad es más cara durante las horas punta (noches) y más barata durante las horas de menor consumo (madrugada).

Los dispositivos residenciales afectados varían según la región, pero pueden incluir calentadores eléctricos de agua, aires acondicionados, bombas de piscina o bombas de riego. En una red de distribución con control de carga, estos dispositivos cuentan con controladores que se comunican entre sí y que pueden ejecutar un programa que limita el ciclo de trabajo del equipo controlado. Los consumidores suelen beneficiarse de una tarifa reducida por participar en el programa de control de carga. Una gestión adecuada de la carga por parte de la compañía eléctrica les permite implementar la reducción de carga para evitar apagones rotativos y reducir costos.

El control de rizado también se utiliza para apagar los sistemas fotovoltaicos en caso de sobreproducción de electricidad.

El control por propagación puede ser impopular porque, en ocasiones, los dispositivos no reciben la señal para encender los equipos de climatización, como calentadores de agua o calefactores eléctricos de zócalo. Los receptores electrónicos modernos son más fiables que los antiguos sistemas electromecánicos. Además, algunos sistemas modernos repiten los telegramas para encender los dispositivos de climatización. Asimismo, debido a la demanda popular, muchos receptores de control por propagación incluyen un interruptor para forzar el encendido de estos dispositivos.

Los modernos sistemas de control por onda envían un telegrama digital de entre 30 y 180 segundos de duración. Originalmente, estos eran recibidos por relés electromecánicos. Ahora, suelen ser recibidos por microprocesadores . Muchos sistemas repiten los telegramas para asegurar que los dispositivos de confort (por ejemplo, calentadores de agua) se enciendan. Dado que las frecuencias de transmisión se encuentran dentro del rango de audición humana, a menudo provocan vibraciones audibles en cables, bombillas incandescentes o transformadores. ^{[ 5 ]}

Los telegramas siguen diferentes estándares en distintas zonas. Por ejemplo, en la República Checa, diferentes distritos utilizan "ZPA II 32S", "ZPA II 64S" y Versacom. El ZPA II 32S envía un pulso de 2,33 segundos encendido, un pulso de 2,99 segundos apagado y luego 32 pulsos de un segundo (encendidos o apagados), con un intervalo de un segundo entre cada pulso. El ZPA II 64S tiene un intervalo mucho más corto, lo que permite enviar o saltar 64 pulsos. ^{[ 5 ]}

Las regiones cercanas utilizan frecuencias o telegramas diferentes para asegurar que estos operen únicamente en la región deseada. Los transformadores que conectan las redes locales a las interconexiones no cuentan intencionadamente con el equipo (condensadores de puenteo) necesario para transmitir señales de control de rizado a las líneas eléctricas de larga distancia. ^{[ 5 ]}

Cada pulso de datos de un telegrama podría duplicar el número de comandos, de modo que 32 pulsos permiten 2^32 comandos distintos. Sin embargo, en la práctica, ciertos pulsos están vinculados a tipos específicos de dispositivos o servicios. Algunos telegramas tienen propósitos inusuales. Por ejemplo, la mayoría de los sistemas de control de rizado tienen un telegrama para ajustar los relojes de los dispositivos conectados, por ejemplo, a medianoche. ^{[ 5 ]}

Zellweger off-peak es una marca común de sistemas de control de fluctuación de voltaje.

En los últimos años, se han introducido sistemas de señalización de gestión de carga basados ​​en radio (a veces conocidos como " control de rizado por radio ") para reemplazar los sistemas tradicionales de señalización de rizado por cable eléctrico. ^{[ 11 ]} Algunos sistemas de gestión de carga basados ​​en radio han sido criticados por carecer de medidas de seguridad suficientes, lo que podría comprometer la seguridad de la red eléctrica o permitir el encendido y apagado del alumbrado público. ^{[ 12 ]}

Las cargas elevadas ralentizan físicamente los rotores de los generadores sincronizados de la red eléctrica. Esto provoca que la frecuencia de la red de CA se reduzca ligeramente cuando la red está sobrecargada. Esta reducción de frecuencia se percibe inmediatamente en toda la red. Los dispositivos electrónicos locales, de bajo coste, pueden medir con precisión la frecuencia de la red y desconectar las cargas que se pueden desconectar. En algunos casos, esta función es prácticamente gratuita, por ejemplo, si el equipo de control (como un contador eléctrico o el termostato de un sistema de aire acondicionado) ya incorpora un microcontrolador. La mayoría de los contadores eléctricos electrónicos miden la frecuencia internamente y solo requieren relés de control de demanda para desconectar los equipos. En otros equipos, a menudo el único componente adicional necesario es un divisor de tensión resistivo para detectar el ciclo de la red y un disparador Schmitt (un pequeño circuito integrado) para que la entrada digital del microcontrolador pueda detectar un flanco digital rápido y fiable. El disparador Schmitt ya viene integrado de serie en muchos microcontroladores.

La principal ventaja sobre el control de rizado es una mayor comodidad para el cliente: los telegramas de control de rizado no recibidos pueden provocar que un calentador de agua permanezca apagado, resultando en una ducha fría. O bien, pueden provocar que un aire acondicionado permanezca apagado, resultando en una casa sofocante. En cambio, a medida que la red se recupera, su frecuencia aumenta naturalmente hasta la normalidad, por lo que el control de carga controlado por frecuencia activa automáticamente los calentadores de agua, los aires acondicionados y otros equipos de confort. El costo del equipo puede ser menor y no hay preocupaciones sobre regiones de control de rizado superpuestas o no alcanzadas, códigos mal recibidos, potencia del transmisor, etc.

La principal desventaja, en comparación con el control por ondas, es un control menos preciso. Por ejemplo, una autoridad de red tiene una capacidad limitada para seleccionar qué cargas se desconectan. En economías controladas en tiempos de guerra, esto puede representar una desventaja considerable.

El sistema fue inventado en PNNL a principios del siglo XXI y se ha demostrado que estabiliza las redes. ^{[ 13 ]}

En muchos países, incluidos Estados Unidos , Reino Unido y Francia , las redes eléctricas utilizan habitualmente generadores diésel de emergencia de propiedad privada en esquemas de gestión de carga ^{[ 14 ].}

Australia y Nueva Zelanda

Desde la década de 1950, Australia y Nueva Zelanda cuentan con un sistema de gestión de carga basado en el control de rizado, que permite encender y apagar el suministro eléctrico para calentadores de agua domésticos y comerciales, así como controlar remotamente los calentadores nocturnos y el alumbrado público. Los equipos de inyección de rizado ubicados en cada red de distribución local envían señales a los receptores de control de rizado en las instalaciones del cliente. El control puede realizarse manualmente por la compañía de la red de distribución local en respuesta a cortes de suministro locales o solicitudes de reducción de la demanda por parte del operador del sistema de transmisión (es decir, Transpower ), o automáticamente cuando el equipo de inyección detecta que la frecuencia de la red cae por debajo de 49,2  Hz. Los receptores de control de rizado se asignan a uno de varios canales de rizado para permitir que la compañía de la red corte el suministro solo en una parte de la red y para permitir una restauración gradual del suministro para reducir el impacto de un aumento repentino de la demanda cuando se restablece la energía a los calentadores de agua después de un período de tiempo sin suministro.

Según la zona, el consumidor puede tener dos contadores de electricidad: uno para el suministro normal ("Anytime") y otro para el suministro con gestión de carga ("Controlled"). El suministro Controlled se factura a una tarifa por kilovatio-hora inferior a la del suministro Anytime. Para quienes tienen suministro con gestión de carga pero un solo contador, la electricidad se factura a la tarifa "Compuesta", cuyo precio se sitúa entre el de Anytime y el de Controlled.

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