Una pérdida repentina de energía, seguida del colapso nacional
El sistema eléctrico de Sri Lanka colapsó el 17 de octubre de 2026, después de que la producción de la Unidad 1 de la central eléctrica Lakvijaya cayera bruscamente en menos de medio segundo, según los hallazgos atribuidos a la investigación preliminar del Operador Nacional del Sistema. Los sistemas de protección automática desconectaron cientos de megavatios de demanda eléctrica, pero la perturbación se extendió por toda la red nacional.
Contenido
- Una pérdida repentina de energía, seguida del colapso nacional
- ¿Qué ocurrió en Lakvijaya?
- Por qué la caída de frecuencia propagó la perturbación
- Los cortes automáticos alcanzaron casi el 40% de la demanda
- La secuencia desde el apagón hasta el restablecimiento
- Cuatro sistemas ayudaron a reconstruir la red
- Por qué algunas centrales tardaron más
- Cómo el apagón provocó cortes de electricidad por la tarde
- Puntos clave
La secuencia detallada sitúa el inicio a las 11:43:29 y el colapso total a las 11:43:59, durante una jornada seca y soleada. Según el registro, la producción neta de la unidad generadora de carbón cayó de 187 megavatios a 5 megavatios en 450 milisegundos, seguida de un rápido descenso de la frecuencia del sistema.
El Operador Nacional del Sistema, o NSO, presentó su informe preliminar a la Comisión de Servicios Públicos de Sri Lanka el 23 de octubre, en respuesta a una solicitud del organismo regulador. El ingeniero M.B.S. Samarasekara, director ejecutivo interino del NSO, firmó el documento.
Los operadores comenzaron a reconstruir la red mediante cuatro sistemas regionales. La Unidad 1 de Kotmale se sincronizó a las 12:11, y todas las subestaciones principales quedaron restablecidas a las 4:58 p.m., unas cinco horas y 15 minutos después del inicio de la perturbación. Algunas centrales tardaron más en volver a aportar energía debido a problemas técnicos durante el reinicio.
Por tanto, la investigación abarca dos problemas relacionados: cómo se propagó una perturbación repentina por la red y cómo los operadores restablecieron la transmisión mientras varias centrales eléctricas aún se recuperaban. Para los hogares y las empresas, esos procesos afectaron tanto al apagón inmediato como a la escasez de electricidad posterior.
¿Qué ocurrió en Lakvijaya?
La Unidad 1 de Lakvijaya suministraba 187 megavatios justo antes de la perturbación. Según la secuencia detallada, su producción cayó a 5 megavatios debido a un bajo nivel de agua en el domo de la caldera. Este componente contiene agua y vapor, y su nivel de agua es un parámetro operativo importante en una central eléctrica de carbón.
El cambio registrado equivale a una pérdida de 182 megavatios, o alrededor del 97% de la producción previa de la unidad, en menos de medio segundo. Frente a la demanda nacional registrada de 1.135 megavatios, representa aproximadamente el 16%. Un cambio tan repentino deja muy poco tiempo para reequilibrar la producción y el consumo de electricidad.
Los hallazgos preliminares aún contienen detalles sin resolver. Otra descripción señala una reducción de 85 megavatios durante los mismos 450 milisegundos, mientras que otra cifra sitúa el colapso del sistema en 4,1 segundos, en lugar de los 30 segundos que transcurren entre las horas de inicio y finalización de la secuencia detallada. La investigación tampoco determina la causa subyacente de la pérdida de producción de Lakvijaya: además de la explicación del bajo nivel de agua en el domo, considera una posible respuesta a los cambios en la frecuencia del sistema, ya que no se informó de una desconexión automática de la unidad en ese momento. Se esperaba que se presentara un informe detallado al organismo regulador, pero no se indicó una fecha.
La diferencia entre que una unidad reduzca su producción y que se desconecte es importante para la investigación técnica. Una reducción significa que la máquina suministra menos electricidad; una desconexión significa que un sistema de protección la separa de la red. Determinar el orden de esos acontecimientos ayudará a explicar cómo evolucionó la perturbación.
Por qué la caída de frecuencia propagó la perturbación
La frecuencia del sistema cayó de 49,906 hercios a 48,75 hercios en dos segundos. El hercio mide cuántas veces cambia de ciclo cada segundo la corriente eléctrica alterna. En una red que funciona alrededor de los 50 hercios, la frecuencia también indica si la producción y el consumo de electricidad están equilibrados.
Una escasez repentina de generación hace que la frecuencia caiga a medida que se ralentizan los generadores giratorios. Entonces, los equipos de protección reaccionan para mantener las máquinas y la red dentro de sus límites operativos. Durante este incidente, el descenso de la frecuencia fue seguido por el rechazo de generación que los operadores no podían programar directamente y, después, por la activación de las cinco etapas de desconexión automática de la demanda.
Casi todas las unidades generadoras que los operadores podían programar se desconectaron posteriormente debido a la activación de las protecciones por baja frecuencia o baja tensión. Entre las unidades afectadas estaban las de Victoria, Kotmale, Randenigala, Samanalawewa y Laxapana, además de Lakvijaya y otras centrales hidroeléctricas.
La Unidad 3 de Victoria y las etapas I y II de Old Laxapana siguieron girando sin suministrar carga eléctrica, según la secuencia detallada. Una máquina puede seguir girando sin suministrar energía utilizable a los consumidores. Su estado explica por qué el colapso del suministro eléctrico y la detención de todas las máquinas son acontecimientos operativos distintos.
Los cortes automáticos alcanzaron casi el 40% de la demanda
El esquema de protección abarcó 449,2 megavatios de demanda, equivalentes al 39,6% de los 1.135 megavatios registrados antes del apagón. Los hallazgos preliminares describen esa cantidad como desconectada, mientras que el relato complementario de otro informe indica que era la cantidad prevista para desconectar.
El deslastre de carga por baja frecuencia, conocido como UFLS por sus siglas en inglés, desconecta automáticamente cargas eléctricas seleccionadas cuando la frecuencia cae por debajo de niveles establecidos. Funciona reduciendo el consumo con suficiente rapidez para restablecer el equilibrio con la generación que sigue operativa. Las cinco etapas se activaron durante la perturbación del 17 de octubre, pero el sistema nacional colapsó de todos modos.
Las cifras muestran la magnitud de la respuesta. Los 449,2 megavatios asignados a la desconexión de demanda equivalían a unas dos veces y media la pérdida inicial de 182 megavatios descrita en la secuencia detallada. Sin embargo, para entonces también se estaba desconectando más generación a medida que actuaban los sistemas de protección. El equilibrio cambió a lo largo de todo el incidente.
El informe también registra 332,5 megavatios de capacidad de generación de emergencia disponible, equivalentes a aproximadamente el 29% de la demanda en ese momento. La capacidad de emergencia y la desconexión automática de la demanda cumplen funciones distintas: una aporta electricidad y la otra reduce el consumo. La rapidez con que cada una puede responder es importante cuando la frecuencia cae en cuestión de segundos.
La secuencia desde el apagón hasta el restablecimiento
El 17 de octubre se produjo un colapso extremadamente rápido, seguido de horas de reconstrucción. La investigación y las medidas regulatorias posteriores presentan la siguiente secuencia:
- 17 de octubre, 11:43:29: La secuencia detallada sitúa el inicio de la perturbación en la Unidad 1 de Lakvijaya.
- En 450 milisegundos: La producción de la unidad cayó bruscamente desde los 187 megavatios iniciales.
- En dos segundos: La frecuencia del sistema cayó de 49,906 hercios a 48,75 hercios.
- 11:43:59: La secuencia detallada registra el colapso total del sistema.
- 12:11: La Unidad 1 de Kotmale se sincronizó durante el restablecimiento.
- 4:58 p.m.: Se habían restablecido todas las subestaciones principales y el sistema de transmisión nacional.
- Del 19 al 21 de octubre: El organismo regulador aprobó cortes rotativos de electricidad condicionados tras la avería de Lakvijaya.
- 23 de octubre: El NSO presentó su investigación preliminar al organismo regulador.
La sincronización de Kotmale se produjo unos 27 minutos después del inicio del apagón. Sincronizar significa ajustar las condiciones eléctricas de un generador a las de la red a la que se conectará, para que pueda conectarse y suministrar electricidad de forma segura.
Cuatro sistemas ayudaron a reconstruir la red
Los operadores trabajaron simultáneamente en los sistemas de Mahaweli, Laxapana, Samanalawewa/Sur y Colombo, siguiendo las instrucciones vigentes para el restablecimiento. Esto permitió avanzar en la recuperación en varias zonas, en lugar de esperar a que una sola central eléctrica suministrara energía a todo el país.
El sistema de restablecimiento de Mahaweli utilizó Kotmale y Victoria. El sistema de Laxapana incluyó New Laxapana y Wimalasurendra, mientras que el sistema de Samanalawewa/Sur utilizó Samanalawewa y Kukule Ganga. Kelanitissa formó parte de los trabajos de restablecimiento en Colombo.
Reconstruir una red eléctrica exige que los operadores vuelvan a conectar, en una secuencia controlada, la generación, las líneas de transmisión, las subestaciones y la demanda de los consumidores. Cada nueva conexión modifica el equilibrio entre el suministro y el consumo. Los cuatro sistemas de restablecimiento ofrecieron a los operadores varios puntos desde los que reconstruir ese equilibrio.
A las 4:58 p.m., todas las subestaciones principales estaban restablecidas. Las subestaciones son puntos donde se conecta o desconecta la electricidad entre distintas partes de la red y se modifica su tensión para la transmisión o distribución. Restablecerlas fue un paso importante para devolver el suministro eléctrico a todo el país, mientras las unidades generadoras individuales seguían sus propios procedimientos de reinicio.
Por qué algunas centrales tardaron más
Varias unidades de generación térmica y de ciclo combinado tuvieron problemas con equipos auxiliares, mecanismos de giro o secuencias de arranque en frío durante el restablecimiento. Un problema en un sistema auxiliar retrasó el reinicio de una unidad generadora en Yugadanavi. También hubo dificultades técnicas que afectaron la reactivación de algunas unidades de Lakvijaya.
Los sistemas auxiliares proporcionan los servicios de apoyo que necesita una central eléctrica, como bombas, refrigeración y controles. Un generador grande depende de que esos sistemas estén listos antes de poder funcionar con normalidad. El mecanismo de giro hace rotar lentamente el eje de una turbina durante la parada o los preparativos para el reinicio y ayuda a controlar los cambios de temperatura.
Un arranque en frío lleva una central desde un estado de enfriamiento hasta la temperatura y presión de funcionamiento mediante una secuencia controlada. Las centrales de ciclo combinado, que utilizan turbinas de gas y aprovechan su calor para producir más electricidad mediante una turbina de vapor, tienen varios sistemas interconectados que deben volver a ponerse en servicio.
Estos requisitos de reinicio ayudan a explicar la diferencia entre restablecer la red de transmisión y recuperar la capacidad de generación. A última hora de la tarde, la red ya podía transportar electricidad de nuevo por sus principales rutas. Sin embargo, la cantidad de energía disponible para transmitir aún dependía de qué unidades generadoras habían vuelto a funcionar.
Cómo el apagón provocó cortes de electricidad por la tarde
La escasez persistente se hizo evidente con la aprobación de tres días de cortes de electricidad para el 19, 20 y 21 de octubre. La Comisión de Servicios Públicos autorizó una hora diaria de interrupciones rotativas para cuatro grupos, y la Junta de Electricidad de Ceilán publicó horarios que cubrían el periodo vespertino, de las 4:30 p.m. a las 9:00 p.m.
Los cortes estaban condicionados a que fuera necesario gestionar la demanda porque la generación disponible no podía cubrir el consumo. La junta eléctrica advirtió que las horas efectivas de desconexión y restablecimiento podían variar en 30 minutos, y que la asignación de los grupos podía cambiar según la demanda, la generación disponible y las condiciones meteorológicas.
El especialista en energía Dr. Vidura Ralapanawa dijo que las tres unidades de Lakvijaya habían dejado de funcionar, lo que retiró unos 900 megavatios de la red nacional. Calculó que la primera unidad podría tardar al menos cuatro o cinco días en volver a operar, más allá de las tres fechas cubiertas por el calendario aprobado de interrupciones.
La cifra de 900 megavatios se refiere a la pérdida de las tres unidades de la central durante las consecuencias más amplias del incidente. Los 187 megavatios de la secuencia preliminar del apagón corresponden a la producción registrada de la Unidad 1 justo antes de la perturbación. En conjunto, las cifras describen cómo un problema que comenzó en una unidad se convirtió en un desafío mayor para el suministro eléctrico.
Para los consumidores, el resultado concreto fue el restablecimiento de la red de transmisión nacional el 17 de octubre, seguido de un periodo en el que la escasez de generación aún podía hacer necesarios cortes programados. Se espera que la investigación detallada analice el suceso que desencadenó el incidente y la secuencia de protecciones que le siguió.
Puntos clave
- La secuencia detallada sitúa el apagón del 17 de octubre entre las 11:43:29 y las 11:43:59.
- La producción de la Unidad 1 de Lakvijaya cayó bruscamente y la frecuencia del sistema descendió a 48,75 hercios en dos segundos.
- Se activaron las cinco etapas de desconexión automática de la demanda por baja frecuencia; el esquema abarcó 449,2 megavatios, o el 39,6% de la demanda.
- Los hallazgos preliminares presentan diferencias aún sin resolver sobre la pérdida inicial de producción, el momento del colapso y la causa subyacente.
- El restablecimiento avanzó mediante cuatro sistemas, y todas las subestaciones principales quedaron restablecidas a las 4:58 p.m.
- Los problemas para reiniciar las centrales continuaron después de la recuperación de la transmisión, y se aprobaron cortes vespertinos condicionados para el 19 al 21 de octubre.
- El NSO presentó su informe preliminar el 23 de octubre; se espera que después se presente una investigación detallada.
