La inercia de la red eléctrica
La mayoría de los sistemas eléctricos actuales funcionan con corriente alterna. Esto significa que el tipo de señal alterna periódicamente entre valores positivos y negativos.
Estos cambios se hacen a una determinada frecuencia de la red eléctrica y es muy importante que ésta se mantenga entorno a los valores establecidos en ese sistema eléctrico.
En el post que subimos anteriormente sobre la frecuencia de red podrás ver por qué los sistemas eléctricos funcionan como lo hacen y por qué trabajan a una determinada frecuencia.
Uno de los fenómenos que ayuda a mantener esta frecuencia es la inercia mecánica de los generadores convencionales. Vamos a ver qué es la inercia de la red eléctrica y el reto que supone lo que es transición energética con la integración de renovables en el sistema.
¿Qué es la inercia de un sistema eléctrico?
La inercia es un atributo de los generadores convencionales de energía que dificulta el cambio en la velocidad de rotación de éste. Esta inercia mecánica se transmite a la red eléctrica, evitando que la frecuencia se reduzca en gran medida cuando una planta de generación falla.
Cuando sucede un evento inesperado por el que se pierde una planta de generación hay dos formas de evitar problemas en la red: reducir el consumo para igual la generación o aumentar la generación.
Reducir el consumo es la opción menos deseada, pues puede tener consecuencias graves para los consumidores. En el caso de aumentar la generación, serán plantas que tienen mecanismos para arrancar o aumentar el consumo en segundos.
En ambos casos, la inercia de los generadores almacenada en condiciones normales se libera cuando la demanda es mayor a la generación. Al liberarse, la velocidad de rotación del generador se mantiene estable durante unos segundos; dando tiempo a los mecanismos pertinentes de activarse.
De no tener los generadores esta inercia, su velocidad de rotación se reduciría rápidamente y llegado a un punto se desconectaría de la red por seguridad. Así se produciría una reacción en cadena que terminaría con un apagón general.
Problema de inercia con las energías renovables
Si has pasado antes por nuestro blog conocerás qué son las energías renovables y que las distintas formas de tecnología eólica y tipos de energías solar funcionan con electrónica de potencia. Ésta adapta la potencia de los paneles solares y los aerogeneradores a la frecuencia y tensión que se deseen.
Como comprenderás, esta tecnología no aporta inercia mecánica al sistema, pues no se compone de generadores girando a velocidad constante.
Con la entrada de mayor porcentaje de renovables se pierde respuesta inercial del sistema. Esta respuesta se estima con el Ratio de Variación de Frecuencia (RoCoF de sus siglas en inglés). A mayor respuesta inercial del sistema, menor RoCoF tendrá.
Las plantas de generación disponen de dispositivos de protección (fusibles, relés, seccionadores, etc) para proteger a las personas y a los componentes de la red. Algunos de ellos se activarán cuando alcancen una determinada frecuencia o RoCoF. Es por ello que con la pérdida de inercia del sistema es más probable un colapso de la red por frecuencia.
Pese a todo esto, la electrónica de potencia dispone de controles de frecuencia que son exigidos por el operador de red y que permiten contribuir a la robustez del sistema.
Controles de frecuencia de las energías renovables
Los sistemas de energía renovable disponen de distintos algoritmos de control para responder a los eventos de frecuencia.
Esta respuesta se hace a través de un controlador de planta (PPC, de sus siglas en inglés) que analiza la señal en el punto de conexión a red y se configura con una serie de parámetros que responden a estos eventos. La PPC está conectada a cada equipo y manda los comandos necesarios a cada uno para obtener el valor deseado en el punto de conexión a red.
En parques renovables sin almacenamiento de ningún tipo esta respuesta en frecuencia es muy limitada. Esto es porque, como hemos dicho anteriormente, los cambios de frecuencia se compensan aumentando la generación, reduciéndola o incluso consumiendo energía.
Aumentar el consumo puede conseguirse si los convertidores solares están limitados en potencia y en ese momento disponen de esa potencia de reserva. Por otro lado, sí podrán reducir la generación en cualquier momento, incluso desconectarse.
Por lo tanto, las renovables requieren de almacenamiento con una capacidad de respuesta rápida para aportar la estabilidad a la red que aportan los generadores convencionales síncronos.
La inercia sintética
Con los algoritmos de inercia sintética los sistemas de almacenamiento son capaces de responder ante eventos de frecuencia de manera similar a la que lo hace un generador convencional.
El control se implementa utilizando la ecuación que rige físicamente la respuesta dinámica del rotor de los generadores convencionales:
Siendo los distintos parámetros:
Pref = Consigna de potencia (W)
Pmeas = Potencia medida (W)
ws = Frecuencia de red (rad/s)
kd = Ganancia de amortiguamiento
δ = Deslizamiento del rotor (rad)
H = Constante de inercia (segundos)
En los generadores convencionales, estos valores varían a cada instante, salvo la frecuencia de la red y la ganancia, que son propias del la red y el generador en cuestión. En cuanto a la constante de inercia, es la relación entre la energía cinética almacenada en rotor y la potencia nominal del generador.
Transmitiendo esta fórmula a los inversores con almacenamiento, los valores son medidos a cada instante, mientras que la ganancia kd puede configurarse a placer y la constante de inercia se corresponde a los segundos es los que el inversor inyectará su potencia nominal durante el evento, por lo que es configurable también.
En función de los requerimientos de la planta se configurarán unos valores u otros y se reservará una energía que permita activar este control. Por lo tanto, puede observarse que la respuesta es mucho más versátil que la de un generador convencional, pues no depende de la física del generador.
Sin embargo, hay que destacar que el tipo de almacenamiento requerido para la inercia sintética debe aportar mucha energía en muy poco tiempo para ser realmente efectivo. Una de las mejores opciones serían los supercondensadores.
El control de inercia sintética puede conseguirse tanto trabajando en grid following (como fuente de corriente) como en grid-tied (fuente de tensión). Trabajar como fuente de tensión es una forma que se está incorporando en los últimos años y trata de replicar la forma de trabajar de los generadores convencionales.
Fast Frequency Response (FFR)
Algunos códigos de red restrictivos requieren una respuesta rápida (FFR, de sus siglas en inglés) a los eventos de frecuencia. Esto supone una respuesta en menos de 150 ms.
Por los propios tiempos de comunicación de los controladores de planta con los inversores, esta respuesta se hace a nivel individual de cada inversor. El controlador de planta ejecutará el control primario de frecuencia.
Esta FFR los inversores sin almacenamiento la ofrecen a la perfección antes eventos de sobrefrecuencia, en los cuales tienen que reducir el aporte de energía rápidamente. Ante eventos de subfrecuencia dependerá de la potencia sobrante que ofrezca el recurso renovable.
El modo de control FFR se consigue con el inversor funcionando como una fuente de corriente sincronizada a red (grid following). En este modo se mide la tensión y la frecuencia en el punto de conexión a red y se inyecta la potencia activa y pasiva que se comande.
Control primario de frecuencia
El control primario de frecuencia ofrece una respuesta en segundos a los eventos de frecuencia. Su duración depende de la exigencia del código de red, pero puede estar entorno a los 15 minutos.
Se establecen unos valores de frecuencia a partir de los cuales la potencia variará en forma de rampa hasta alcanzar un valor establecido.
El algoritmo puede ejecutarse en cualquier modo de control y en inversores con y sin almacenamiento. A diferencia de la FFR y la inercia sintética, que no es aplicable en todos los casos.
Este control se ejecuta a nivel de planta (a través de la PPC) y es el que tiene una respuesta más rápida a parte de los comentados anteriormente. Ante un cambio súbito de la frecuencia, cada inversor responderá con la FFR o la inercia sintética y posteriormente, una vez la frecuencia se encuentre en el umbral establecido, comenzará este control.
Control secundario de frecuencia
El control secundario de frecuencia ofrece una respuesta en minutos ante un evento de frecuencia y su duración puede requerirse hasta las 2 horas.
Este control se activará una vez ha finalizado el control primario y tiene como objetivo devolver el estado de la planta a sus valores de frecuencia y potencia nominales.
Para ello suelen adjudicarse un porcentaje de los generadores para este control y otros para el control primario.
Control terciario de frecuencia
El control terciario de frecuencia es el último es ejecutarse y tiene como objetivo recuperar los niveles de potencia de reserva de los generadores dedicados al control secundario.
Se trata de un control que no es automático como los anteriores, sino que es comandado por el operador de red.
Retos ante la pérdida de inercia de red
Los retos que suponen las renovables para la gestión de la red no son pocos. Uno de ellos es la estabilidad de la frecuencia.
Hemos visto que los controles son varios tienen unas prestaciones incluso mejores que con los generadores convencionales. Sin embargo, van a requerirse de altos niveles de almacenamiento con distintos tipos de respuesta.
Hay que fomentar la inversión en plantas de almacenamiento en baterías, el hidrógeno verde con sus ventajas y desventajas, el bombeo hidroeléctrico, las sales fundidas, etc. Incluso hay soluciones como los volantes de inercia, las baterías de gravedad o los supercondensadores que también podrán dar en un futuro el respaldo necesario.
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