Resumen
El 24 de julio de 2021, se produjo la desconexión de la interconexión entre el sistema de transporte de energía eléctrica europeo continental del sistema ibérico, más conocido como “la interconexión entre España y Francia”. Esta desconexión provocó un transitorio de frecuencia en el sistema ibérico que activó las protecciones de baja frecuencia que producen el deslastre de cargas en el sistema de transporte ibérico, es decir, hubo consumidores que perdieron el suministro eléctrico. En este artículo se analiza la respuesta de una Central Nuclear Española de 1.092 MW durante el transitorio de frecuencia y la importancia de la presencia de las Centrales Nucleares Españolas para la estabilidad de la red.
1. Introducción
El 24 de julio de 2021, a causa de un incendio en Francia, entre las localidades de Baixas y Gaudiere, se produjo la separación del sistema de transporte de energía eléctrica europeo continental del sistema ibérico, más conocido como “interconexión de España con Francia”. El sistema de transporte ibérico se compone de los sistemas español y portugués. El sistema de transporte marroquí está conectado al español a través de una conexión en el Estrecho de Gibraltar. El sistema de transporte tunecino está conectado al sistema de transporte marroquí. El sistema de transporte argelino está conectado al sistema de transporte tunecino.
El transitorio de frecuencia activó las protecciones de deslastre de cargas por baja frecuencia en el sistema eléctrico ibérico, es decir, hubo consumidores que perdieron el suministro de energía eléctrica. Por lo tanto, el sistema eléctrico ibérico tuvo fuertes excursiones de frecuencia.
En artículo se analiza a respuesta de la Central Nuclear de Española de 1092 MW durante el transitorio de frecuencia.
2. La frecuencia y la inercia en los sistemas eléctricos
Pero antes de analizar lo que pasó, vamos a explicar algunos conceptos fundamentales que nos permitan entender qué es lo que ocurrió. Para ello comenzamos con la frecuencia.
La producción de energía eléctrica, salvo la solar fotovoltaica, está basada en generadores cuyos rotores están girando, impulsados por la fuerza motriz de, por ejemplo, una turbina de vapor, de gas o eólica. La velocidad de giro de estos generadores define la frecuencia de la red, es decir, una diferente velocidad de giro de los generadores supone un cambio en la frecuencia. Así, cuando hablamos de que hay una frecuencia de 50 Hz, es lo mismo que decir que el rotor del generador de una central nuclear típica está girando a 1.500 rpm. Si la frecuencia se desvía del valor nominal y, por ejemplo, está en 49 Hz, el rotor del generador de esa misma central nuclear girará a 1.470 rpm.
Ahora sabemos lo que es la frecuencia, pero también debemos tener en cuenta que pequeñas desviaciones en la frecuencia producen grandes perturbaciones en las máquinas eléctricas. Así, cuando nos desviamos de la frecuencia de 50 Hz, las máquinas eléctricas (típicamente transformadores, motores y generadores) se calientan más y, además, los motores, no giran a la velocidad que les corresponde, sino que giran a una velocidad acorde a la frecuencia; de esta manera, si el motor mueve, por ejemplo, una bomba o un ventilador, moverá una cantidad de agua o aire distinta. Esto nos lleva a que, pequeñas variaciones de la frecuencia sean inaceptables, por lo que, típicamente, no hay máquinas que soporten desviaciones superiores a ±2Hz. De esta manera, transitorios en la frecuencia tienen un gran impacto en pérdida de suministro a consumidores y, llegados casos más extremos, pérdida de generadores y, en último caso, una caída total del sistema eléctrico.
Dado que los generadores se basan en rotores que están girando, es decir, están en movimiento, podemos intuir que la inercia jugará un papel importante. Vamos a explicar la relación entre la inercia y los sistemas eléctricos.
Cuando tenemos un movimiento lineal, como el coche de la figura, la inercia que lleva depende de la fórmula 1/2 mv².
Figura 1: movimiento lineal
En la fórmula anterior m es la masa del vehículo y v es la velocidad. Es decir, a más masa más inercia y a más velocidad, como está al cuadrado, mucha más inercia.
Además, si al coche de la figura quiero darle más inercia, una vez ya está en movimiento, únicamente puedo aumentar la velocidad, que lo haré con la energía que me aporta el motor utilizando el combustible disponible. Dicho de otra manera, debo aportarle energía. Al contrario, si quiero quitarle inercia, sólo puedo disminuir la velocidad, que lo conseguiré quitándole energía que se convierte en calor en los frenos. Obviando los rozamientos que hay en la realidad, para dar más inercia o para quitarla, lo hago dándole o quitando energía al coche.
Pero los generadores no tienen un movimiento lineal, sino que tienen un movimiento giratorio, por lo que la inercia, aunque conceptualmente sea parecida al movimiento lineal, matemáticamente es diferente.
Figura 2: inercia en un movimiento rotatorio
En este caso la inercia de la peonza depende de la siguiente fórmula K(m)w². En ella, k es una constante que depende de la masa (m) y de cómo está distribuida; no es lo mismo la masa concentrada en el eje, que proporcionará una inercia menor, que más concentrada en la periferia, que proporcionará una inercia mayor. Además, depende de w que es la velocidad de giro. Nuevamente, un cambio en la velocidad de giro supone grandes cambios en la inercia al estar al cuadrado. Y, al igual que en el movimiento lineal, si quiero darle más inercia a un equipo que está girando, debo darle energía, y si quiero quitársela, el equipo me dará energía.
3. Características de una máquina síncrona
Cuando hablamos de motores y generadores grandes, como puede haber en las grandes centrales de generación de energía eléctrica o en algunas tecnologías renovables, pueden ser síncronos o asíncronos. En el caso de generación térmica, como es el caso de las Centrales Nucleares, los generadores son síncronos, no siendo igual en otros casos, como por ejemplo la eólica renovable.
En el caso de un generador o motor asíncrono, la velocidad a la que gira el rotor es muy parecida a la frecuencia de la red, pero no igual. Es como si el rotor resbalase con respecto a la red, y tanto más resbala cuanto más cargada esté la máquina. Es decir, cuanta más potencia esté dando el generador, más se desvía su velocidad de giro de la velocidad de giro de la red.
Cuando tenemos un generador síncrono, la velocidad de giro es exactamente igual a la velocidad de giro de la red, no importando la potencia que esté generando. Dicho de otra manera, es como si el rotor del generador estuviese sólidamente unido a la red, por lo que giran exactamente a la misma velocidad. De esta manera, si la frecuencia de la red cambia, la velocidad de giro del generador cambiará también, de forma instantánea, sin ningún tipo de retardo. Eso sí, estos cambios no son gratis, si la red aumenta su frecuencia aumentará la velocidad de giro de los rotores de las máquinas aumentará porque la red le aporta la energía necesaria para aumentar esa frecuencia; y al revés si la frecuencia baja, la red debe absorber el exceso de energía almacenado en el rotor del generador en forma de inercia.
Por lo tanto, los generadores síncronos tienen un efecto estabilizador muy claro, si la frecuencia sube, le pedirá más energía al sistema y, por lo tanto, frenará esa subida. Al revés con la bajada, frenando la velocidad de bajada en la frecuencia.
4. La estabilidad de la red
Ahora vamos a ver el concepto de estabilidad de red para que podamos entender qué relación tiene con la frecuencia y la inercia de las máquinas.
Figura 3: estabilidad de red
En la figura 3 vemos la estabilidad de red como una balanza, en la que en un lado de la balanza tenemos la generación de energía eléctrica y en el otro el consumo. Como en cualquier balanza, pequeñas desviaciones en el equilibrio nos llevan al fallo del sistema.
Cuando no existe equilibrio entre la demanda y la generación se pueden producir dos efectos:
- Si tenemos una generación más alta que la demanda en el sistema, es decir, nos sobra energía, la frecuencia sube.
- Si tenemos una demanda más alta que la generación en el sistema, es decir, nos falta energía, la frecuencia baja.
La gestión de estos desvíos es fundamental para mantener la frecuencia en los valores nominales, ya hemos visto antes que pequeños desvíos en la frecuencia nos pueden llevar al colapso del sistema. Pero no siempre los cambios en la generación o la demanda son graduales, sino que hay veces que son súbitos, como puede ser el disparo de grandes consumidores o generadores.
Entonces ¿cómo se gestionan estos desvíos? Los gestionamos con las regulaciones primaria, secundaria, terciaria y gestión de desvíos …. ¡Y en los primeros instantes con la inercia de las máquinas síncronas!
Así, cuando se produce un desvío en el equilibrio entre la generación y la demanda, desde el momento cero, está la inercia de las máquinas síncronas amortiguando la consecuente caída o subida de la frecuencia. La inercia, dependiendo de cómo sea la excursión de la frecuencia, puede amortiguar durante algunos segundos, dando tiempo a la regulación automática (regulación primaria) a actuar. Posteriormente, entran en juego las regulaciones secundarias (en disposición de dar o disminuir potencia en unos 5 a 10 minutos), regulación terciaria (en disposición de dar o disminuir potencia en unos 15 a 50 minutos) y la gestión de desvíos.
5. El transitorio
El 24 de julio de 2021 a las 16:36 h CET, una perturbación en el sistema de transporte francés provocó la pérdida de “la interconexión entre España y Francia”. Una pequeña parte del sistema de transporte francés siguió conectada al sistema Ibérico después de la perturbación. La secuencia de eventos que provocó la separación del sistema de transporte ibérico fue la siguiente:
- A las 16:32 h, la línea de 400 kV Baixas-Gaudières #2 disparó debido a un incendio forestal en las cercanías de la línea (número (1) en la figura 4)
- A las 16:35 h, la línea de 400 kV Baixas-Gaudière #1 disparó debido a un incendio forestal en las cercanías de la línea (número (2) en la figura 4)
- A las 16:36 h, debido a sobrecarga, disparan las líneas de 400 kV de Argia-Cantergrit y Argia Hernani (números 3 y 6 en la figura 4) y las líneas de 220 kV Pragnères-Biescas y Argia-Arkale (números 4 y 5 en la figura 4), perdiéndose totalmente la interconexión con Francia.
Figura 4: interconexión España – Francia afectada por la perturbación (figura tomada de referencia 1)
En los momentos previos al transitorio España estaba importando 2.500 MW, aproximadamente, desde Francia. Debido a la fuerte diferencia entre generación y demanda en el sistema ibérico de transporte, la frecuencia baja hasta los 48,65 Hz, alcanzado los umbrales de activación de las protecciones de sub-frecuencia y deslastre de cargas, es decir, dejando a consumidores sin suministro eléctrico. La frecuencia en el sistema de Europa Continental de transporte de energía sufrió un leve incremento hasta los 50,06 Hz. Esto es debido a que el sistema europeo continental es mucho más grande, con mucho más generadores síncronos conectados y, por lo tanto, con una gran inercia que se opone al cambio en la frecuencia, siendo la desviación mucho menor.
Figura 5: registro de frecuencia en los sistemas de transporte de Europa Continental (línea azul) y Sistema ibérico (figura tomada de referencia 1)
El descenso de la frecuencia en el sistema de transporte ibérico se frenó, en última instancia, con la actuación de las protecciones deslastre de cargas por sub-frecuencia, es decir, las protecciones eléctricas que protegen del descenso de frecuencia desconectaron a consumidores que se quedaron sin suministro eléctrico. El total de carga deslastrada fue de 6.553 MW, muy superior a los 2.500 MW de generación perdidos. La tabla I detalla qué parte del deslastre fue, tanto en España como en Portugal, por disparo de centrales de bombeo reversibles. También se deslastraron consumidores con interrumpibilidad (típicamente grandes fábricas a las que se las remunera por esa interrumpibilidad y que, un corte súbito del suministro, no les supone pérdidas materiales). Pero también se deslastraron otras cargas, donde ya se encuentran pequeños consumidores. La actuación de las protecciones de deslastre de cargas permitió la recuperación de la frecuencia hasta los 49,6 Hz.
Tabla I: deslastres de bombeos y cargas
Después de la desconexión, los sistemas de transporte español y francés se pudieron volver a reconectar a las 17:09 h. Las cargas deslastradas terminaron de reconectarse totalmente a las 18:38 h.
6. Respuesta en frecuencia y tensión de la central nuclear
En la figura 6 se representan juntos la tensión y la frecuencia en el punto de conexión a red de 400 kV de la Central Nuclear. La separación del sistema ibérico de transporte del sistema europeo continental produjo un incremento en la tensión. No obstante, en los instantes entre el disparo de la primera línea de interconexión y la separación de los dos sistemas de transporte, la tensión en el punto de conexión de la Central Nuclear bajó.
Figura 6: tensión y frecuencia en la conexión de la Central Nuclear a la red de 400 Kv (en verde la tensión y en azul la frecuencia)
7. Respuesta inercial de la central nuclear
La respuesta inercial, como se ha explicado anteriormente, es característica diferenciadora de la generación síncrona, típica de centrales convencionales, como las Centrales Nucleares.
La perturbación en frecuencia en el sistema eléctrico ibérico permitió medir la respuesta inercial de la Central Nuclear.
La figura 7 muestra la potencia activa suministrada por el generador junto con la frecuencia. El generador, previo al transitorio, estaba suministrando 1.085 MW. Debido a la respuesta inercial del conjunto generador – turbina, la potencia subió hasta un pico de 1.154 MW. Posteriormente, la potencia vuelve a los valores previos al transitorio. Es decir, debido a la bajada en la frecuencia, el generador, de forma instantánea y sin necesidad de ningún tipo de actuación de sistemas automáticos, inyectó en el sistema eléctrico 69 MW que amortiguó la caída de frecuencia del sistema.
Figura 7: respuesta inercial, potencia activa (línea azul) y frecuencia en el generador (línea verde)
La respuesta inercial es una característica intrínseca de la generación síncrona y que no poseen otros tipos de generación eléctrica, como puede ser la renovable eólica o solar. Es por esto que, ante una mayor penetración de energía renovable en el mercado de generación eléctrica, es más crítico disponer de un porcentaje mínimo de potencia con generación síncrona en todo momento.
8. Conclusión
La frecuencia del sistema, es decir, la velocidad a la que giran los generadores eléctricos es un parámetro que exige de una gran estabilidad para evitar un posible colapso parcial o total de los sistemas de transporte. En los primeros instantes en los que se produce un transitorio en la frecuencia, es la inercia que aportan los generadores síncronos quien amortigua dichos transitorios, aportando estabilidad al sistema.
Las centrales nucleares tienen dos características fundamentales:
- Todas las centrales nucleares tienen generadores síncronos.
- Las centrales nucleares están conectadas 24 horas al día 7 días a la semana.
Este papel estabilizador de la red eléctrica es tanto más importante cuanta más generación renovable hay conectada en el sistema.
La respuesta inercial de una central nuclear se ha podido comprobar empíricamente mediante los registros de potencia y frecuencia cuando se produjo el incidente de desconexión de la red eléctrica de Europa Continental del sistema eléctrico Ibérico.
9. Referencias
[1] ENTSO-e, Outage of French-Spanish Interconnection on 24 July 2021 – Update, Aug 20, 2021, available at https://www.entsoe.eu/news/2021/08/20/outage-of-french-spanishinterconnection- on-24-july-2021-update/, [accesed 17 September 2021]
[2] ACER, ACER and ENTSO-E investigate the 24 July 2021 electricity system separation in Spain, Portugal and parts of France, available at https://www.acer.europa.eu/events-and-engagement/news/frenchspanish- interconnection-incident-24-july-2021, [accesed 9 November 2021]