Introducción a la inercia de la red eléctrica y la regulación de frecuencia: ¿Quién protege la frecuencia cuando desaparece la masa giratoria?

La frecuencia de una red de corriente alterna (CA) se mantiene constante solo cuando la generación y el consumo están exactamente equilibrados. Si la generación no cubre la demanda, la frecuencia disminuye; si la supera, aumenta. La inercia determina el margen de maniobra de la red para reaccionar ante este desequilibrio. En las centrales hidroeléctricas, térmicas y nucleares, el enorme cuerpo giratorio del generador síncrono actúa como un depósito de energía cinética, amortiguando de forma natural la caída o el aumento repentino de la frecuencia durante los primeros segundos tras el desequilibrio entre la oferta y la demanda. Sin embargo, la energía solar, eólica y las baterías se conectan a la red mediante electrónica de potencia (inversores), por lo que carecen de este efecto amortiguador natural. Los fundamentos de la inercia del generador síncrono y la ecuación de oscilación se presentaron en la Introducción a los Sistemas Eléctricos. Este artículo profundiza en el significado práctico de dicha ecuación y en cómo se puede proteger la frecuencia en una red donde las fuentes conectadas mediante inversores desempeñan un papel fundamental.

Resumen en 30 segundos

• La inercia es la propiedad por la cual la energía cinética contenida en el cuerpo giratorio de un generador síncrono (turbina más rotor) absorbe y libera energía de forma natural durante una fluctuación repentina entre la oferta y la demanda, amortiguando así el cambio de frecuencia resultante. Cuanto mayor sea la inercia, menor será la tasa de cambio de frecuencia (RoCoF: Tasa de Cambio de Frecuencia) para una brecha dada entre la oferta y la demanda.

• La energía solar, eólica y las baterías conectadas mediante inversores no tienen un cuerpo giratorio mecánico, por lo que no proporcionan inercia de forma natural. A medida que aumenta su participación en la matriz energética y disminuye la proporción de generadores síncronos, la inercia general de la red disminuye y la RoCoF se vuelve más rápida para la misma magnitud de pérdida de generación.

• El mantenimiento de la frecuencia se divide en tres etapas con diferentes escalas de tiempo. En el mercado de balance de Japón, la potencia de regulación se adquiere mediante categorías de productos: potencia de regulación primaria (respuesta en 10 segundos), potencia de regulación secundaria ①② (respuesta en 5 minutos), potencia de regulación terciaria ① (respuesta en 15 minutos) y potencia de regulación terciaria ② (respuesta en 60 minutos).

• La inercia sintética (inercia virtual) es una tecnología en la que un inversor detecta la tasa de cambio de frecuencia df/dt y carga o descarga instantáneamente energía de una batería o fuente similar para imitar la respuesta de un generador síncrono, creando artificialmente un efecto similar a la inercia. El control de formación de red se está investigando como un desarrollo posterior de esta idea.

• El apagón de 2016 en Australia Meridional y el de 2019 en Gran Bretaña son incidentes reales, investigados exhaustivamente, en los que la baja inercia de la red y una alta proporción de fuentes conectadas mediante inversores se citaron como factores que agravaron los daños. En Japón, a medida que se expande la adopción de energías renovables, asegurar la inercia del sistema se ha convertido en un tema de estudio en los consejos deliberativos de la Agencia de Recursos Naturales y Energía.

1. ¿Qué es la inercia? — Una reserva de energía en una masa giratoria

Un generador síncrono es un cuerpo giratorio masivo en el que la turbina y el rotor del generador giran sobre el mismo eje. Una masa giratoria almacena energía cinética de

donde J es el momento de inercia del rotor y \omega es la velocidad angular. Cuando la demanda supera repentinamente la generación, una parte de la energía cinética almacenada en este cuerpo giratorio se suministra primero a la red como energía eléctrica, y la velocidad de rotación del rotor —es decir, la frecuencia— disminuye lentamente en la cantidad correspondiente. Por el contrario, si la generación supera la demanda, parte del excedente de energía acelera el rotor, y la frecuencia aumenta lentamente.

Gracias a este "amortiguador físico de un cuerpo giratorio", incluso cuando se produce un desajuste entre la oferta y la demanda, la frecuencia no salta instantáneamente a cero, sino que cambia con unos segundos de margen. Ese margen de tiempo es precisamente lo que permite ganar tiempo hasta que se activen los relés de protección y la regulación de potencia.

Figura 1: El cuerpo giratorio de un generador síncrono almacena energía cinética, actuando como un amortiguador natural que suaviza las fluctuaciones repentinas de la oferta y la demanda. Las fuentes conectadas a inversores solares, eólicos y de baterías no tienen un cuerpo giratorio mecánico, por lo que para desempeñar la misma función es necesario simularlo deliberadamente mediante control.

2. La ecuación de oscilación y RoCoF: Observando la inercia en una ecuación

La ecuación de oscilación introducida en el Introducción a los sistemas de energía expresa la relación entre la constante de inercia H y la desviación de frecuencia \Delta f como

Δf = f − f₀ se expresa en Hz y x = Δf/f₀ es la desviación por unidad. Pm/Pe utilizan una base de potencia compartida, H se expresa en segundos sobre esa base y D es la potencia por unidad por unidad de frecuencia. Por lo tanto, 2H dx/dt = Pm − Pe − Dx, lo que coincide con la frecuencia Lab.

Donde P_m es la entrada mecánica, P_e es la salida eléctrica y D es un término de amortiguación derivado de las características de frecuencia de la carga. La constante de inercia H representa la cantidad de segundos de la potencia nominal del generador a la que corresponde la energía cinética almacenada en el cuerpo giratorio (su unidad es segundos); para grandes máquinas síncronas térmicas e hidroeléctricas, suele oscilar entre 2 y 8. segundos.

Simplificando al ignorar el término D\Delta f/f_0, la tasa de cambio de frecuencia inmediatamente después de que se produzca una brecha entre la oferta y la demanda \Delta P=P_m-P_e —es decir, RoCoF— puede aproximarse como inversamente proporcional a la constante de inercia H:

(donde f_0 es la frecuencia nominal). Cuanto mayor sea la inercia de una red, menor será su RoCoF para una pérdida de generador dada. Por el contrario, a medida que disminuye la proporción de generadores síncronos y la inercia efectiva de la red cae, la RoCoF se acelera para el mismo \Delta P, lo que aumenta el riesgo de que la frecuencia caiga a un nivel peligroso antes de que los dispositivos de protección o la regulación de potencia puedan reaccionar.

3. Por qué las fuentes conectadas a inversores "no tienen" inercia

Los paneles solares generan corriente continua y las turbinas eólicas giran a frecuencia variable. La velocidad de salida varía, por lo que en ninguno de los casos la frecuencia de salida coincide naturalmente con la de la red. Ambos generan corriente alterna (CA) adaptada a la frecuencia de la red mediante la conversión de energía a través de un acondicionador de potencia (un inversor). Este inversor es un dispositivo que moldea las formas de onda de voltaje y corriente mediante la conmutación de semiconductores y, a diferencia de un generador síncrono, no tiene un cuerpo giratorio físico. Incluso cuando cambia la frecuencia de la red, el panel solar o las celdas de la batería en el lado de CC del inversor no se cargan ni se descargan de forma natural.

Muchos inversores utilizan un esquema de control denominado "seguimiento de red", que simplemente sigue el voltaje y la frecuencia de la red como referencia externa, sin generar ni mantener frecuencia propia. Por lo tanto, a medida que aumenta la proporción de fuentes conectadas a inversores y disminuye la de generadores síncronos en términos relativos, la cantidad total de inercia disponible naturalmente para la red se reduce, disminuyendo su resiliencia ante pérdidas de generación o cambios repentinos en la demanda. Esto se conoce como "el problema de la inercia decreciente" y, en Japón, también se ha abordado en los consejos deliberativos de la Agencia de Recursos Naturales y Energía como un desafío que acompaña a la expansión de las energías renovables. Adopción.

4. Las tres etapas del mantenimiento de frecuencia: regulación primaria, secundaria y terciaria

Los tres plazos que se muestran en la Introducción a los sistemas eléctricos —«de instantáneo a unos segundos», «de segundos a minutos» y «de decenas de minutos a un día»— se han institucionalizado como categorías de productos concretas en el mercado de balance de Japón.

La potencia de regulación primaria actúa como soporte de frecuencia durante el intervalo de varios a decenas de segundos mientras se mantiene el efecto amortiguador de la inercia, mediante los reguladores de los generadores síncronos que aumentan o disminuyen la salida de forma autónoma. Si la inercia es «el amortiguador que gana tiempo hasta que se produce una respuesta», la potencia de regulación primaria es «el primer movimiento real realizado dentro de ese tiempo». La potencia de regulación secundaria y terciaria equilibra la oferta y la demanda a largo plazo. La categoría de producto en la que puede participar una central eléctrica virtual (VPP) que combina baterías y vehículos eléctricos depende de la velocidad de respuesta de sus recursos (véase la Introducción a las centrales eléctricas virtuales (VPP)).

5. Inercia sintética e inercia virtual: cómo dotar a los inversores de una pseudoinercia

Una solución para mantener la La estabilidad de la red eléctrica a medida que aumenta el número de fuentes conectadas a inversores se logra mediante un esquema de control denominado inercia sintética (o inercia virtual). Esta tecnología consiste en que un inversor mide la tasa de cambio de la frecuencia de la red (df/dt) en tiempo real y, en respuesta, aumenta o disminuye instantáneamente la salida de una batería o instalación solar, creando artificialmente una respuesta de potencia como si el rotor de un generador síncrono estuviera cargando y descargando energía cinética.

Este control tiene dos objetivos principales. Primero, mantener la tasa de cambio de frecuencia inicial (RoCoF) justo después de una pérdida de generación dentro de un rango que los dispositivos de protección de la red y otros generadores puedan seguir de forma segura. Segundo, evitar que la frecuencia alcance su valor mínimo (el nadir de frecuencia) antes de que llegue al umbral que activa la desconexión de carga o del generador.

Los algoritmos de control abarcan desde métodos que son simplemente una extensión del control de "seguimiento de red", ajustando la salida en respuesta a los cambios de frecuencia, hasta métodos de "formación de red", en los que el propio inversor se comporta como una fuente de tensión e imita la dinámica de un generador síncrono a nivel del controlador. ecuaciones, incluido el control VSG (Generador Síncrono Virtual), que simula explícitamente la ecuación de movimiento de la máquina síncrona. El control de formación de red se investiga y desarrolla por su potencial para mantener la tensión y la frecuencia estables incluso en redes de baja inercia o en islas remotas y plataformas marinas sin generadores síncronos.

6. Lecciones de incidentes reales de frecuencia

El riesgo que supone la disminución de la inercia de la red no es puramente teórico: existen apagones a gran escala reales y exhaustivamente investigados.

Apagón del 28 de septiembre de 2016 en Australia Meridional: una serie de fallos en las líneas de transmisión, provocados por una fuerte tormenta, causaron que varios parques eólicos redujeran su producción sucesivamente, debido a los ajustes de protección que respondían a las perturbaciones de tensión (ajustes que restringen el reinicio tras varias perturbaciones dentro de un intervalo de tiempo determinado). Esto sobrecargó el flujo en el interconector (la línea de transmisión interestatal), que se desconectó, dejando sin electricidad a casi todo el estado, unos 850 000 clientes. El informe final de AEMO, el operador de la red eléctrica australiana, concluyó que Australia Meridional, con pocos generadores síncronos en funcionamiento y baja inercia en la red en ese momento, experimentó una caída de frecuencia debido a la pérdida de generación que superó la velocidad a la que los ajustes de desconexión de carga por baja frecuencia (UFLS) podían frenar la caída de frecuencia por encima de 47 Hz. En respuesta, AEMO recomendó que las redes con una creciente proporción de fuentes asíncronas (eólica y solar) necesiten diseños que no dependan únicamente de los generadores síncronos para la inercia y la regulación de frecuencia.

Apagón en Gran Bretaña el 9 de agosto de 2019: provocado por un rayo, el parque eólico marino de Hornsea (aproximadamente 737 MW) y la central eléctrica de gas de Little Barford (aproximadamente 244 MW) se desconectaron de la red casi simultáneamente. Además de esta pérdida primaria, la generación distribuida integrada, que detecta la tasa de cambio de frecuencia (RoCoF) y se desconecta como medida de protección, perdió otros 350 MW aproximadamente, lo que elevó la pérdida total de generación a 200 MW. En todo el sistema, la potencia alcanzó los 1878 MW. La frecuencia de la red cayó a 48,8 Hz, lo que activó la primera fase de desconexión por baja frecuencia (LFDD), desconectando automáticamente unos 973 MW y a más de un millón de clientes. La frecuencia de la red se recuperó a su rango normal en 4 minutos y 42 segundos tras el impacto del rayo, y casi todos los clientes desconectados recuperaron el servicio en 45 minutos. Sin embargo, el incidente —en el que un suceso relativamente común, un único rayo, provocó una reacción en cadena, con la consiguiente pérdida simultánea de múltiples instalaciones de generación y acciones de protección, que derivó en un apagón generalizado— ha sido analizado en detalle por los reguladores del Reino Unido y National Grid ESO.

Ambos incidentes comparten la característica de que el único desencadenante (un ajuste de protección en un parque eólico en Australia Meridional, un rayo en Gran Bretaña) tuvo menos peso que la falta de inercia y capacidad de regulación de la red para detener la reacción en cadena subsiguiente, o que una cascada de acciones de los dispositivos de protección amplió los daños. Ambos informes llegan a la misma conclusión: la inercia no es un mecanismo que impida que ocurra un incidente, sino que... Un mecanismo que crea el margen de tiempo necesario para evitar que un incidente, una vez ocurrido, se convierta en una catástrofe.

7. Tecnología actual y enfoque de investigación

• Medición y visualización de la inercia: se está investigando la estimación de la inercia efectiva de la red en tiempo real. Dado que la inercia varía constantemente con el funcionamiento de los generadores, no puede considerarse un valor fijo.

• Estandarización de los inversores formadores de red: varios países están estudiando códigos de red que exigirían que las baterías, la energía eólica marina y los inversores solares utilicen un control que funcione como una fuente de tensión.

• Reevaluación de los condensadores síncronos: existe una tendencia a instalar condensadores síncronos, que proporcionan inercia y capacidad de cortocircuito sin generar energía, en las instalaciones de centrales térmicas fuera de servicio.

• Revisión del diseño de productos para el mercado de balanceo: en varios países, incluido Japón, se están debatiendo diseños institucionales para adquirir inercia y capacidad de soporte de frecuencia como un producto de mercado independiente.

• Rediseño de la protección Coordinación**: El incidente de 2019 en Gran Bretaña reveló que los ajustes de protección en la generación distribuida que se activan al detectar la RoCoF pueden provocar apagones en cascada, y varios países están revisando dichos ajustes.

Resumen: La inercia es una "reserva invisible"

La inercia de la red no es un equipo de generación visible, sino una "reserva invisible" de energía cinética almacenada en los cuerpos giratorios de los generadores síncronos. La forma de proteger la frecuencia a medida que esta reserva disminuye depende tanto del diseño institucional, vinculado a la escala temporal, mediante la regulación de la potencia primaria a terciaria, como de alternativas técnicas como la inercia sintética y el control de formación de red.

Al leer noticias sobre una red o un incidente, conviene verificar lo siguiente:

1. ¿Cuál era el estado de operación de los generadores síncronos (≈ inercia de la red) en ese momento?

2. ¿Cuánto disminuyeron la RoCoF y el punto mínimo de frecuencia en relación con la pérdida de generación?

3. ¿Cuál de las dos opciones, la regulación de la potencia primaria a terciaria o la inercia sintética/formación de red, fue la más adecuada? ¿Respondió?

4. ¿Una cascada de acciones de los dispositivos de protección se convirtió en un factor que amplió el daño?

Teniendo en cuenta estos cuatro puntos, puede desglosar la vaga afirmación de que "más energías renovables hacen inestable la red" en elementos concretos: inercia, regulación de potencia y coordinación de la protección.

Referencias

• AEMO — Apagón del Sistema de Australia Meridional, 28 de septiembre de 2016 (informe final)
• Apagón de Australia Meridional de 2016 — Wikipedia
• [National Grid ESO — Informe técnico sobre los sucesos del 9 de agosto de 2019](https://www.neso.energy/document/152346/download]
• Interrupción del sistema eléctrico británico el 9 de agosto de 2019: Informe final (E3C)
• Intercambio de Reservas de Energía Eléctrica (EPRX): ¿Qué es el mercado de equilibrio?
• Agencia de Recursos Naturales y Energía: Estado actual del sistema eléctrico
• NREL: Hoja de ruta de investigación sobre inversores formadores de red
• Sociedad de Energía y Potencia del IEEE