Inercia de red: por qué la red funciona sobre acero girando
La frecuencia de red es el número más vigilado de cualquier sistema eléctrico, y es una magnitud mecánica antes que eléctrica. A 50 o 60 hercios es literalmente la velocidad de giro de todos los grandes generadores conectados, girando juntos. Lo que mantiene firme ese número en los primeros segundos tras una falta no es un sistema de control. Es inercia.
La frecuencia es un velocímetro
Una central convencional convierte calor o presión de agua en giro, y el giro del eje del generador produce corriente alterna. La frecuencia de esa corriente es directamente proporcional a la velocidad de giro. Si se conecta un segundo generador a la misma red, la física obliga a ambos al sincronismo: se enganchan y giran como una sola máquina.
A escala de una red continental eso significa miles de generadores, desde el mayor grupo nuclear hasta la menor turbina hidráulica, girando acompasados. La frecuencia que publica el operador es la velocidad de ese único conjunto inmenso.
Esa velocidad refleja el equilibrio entre oferta y demanda de forma instantánea. Si el consumo supera a la generación, la energía que falta tiene que salir de algún sitio, y sale del giro: las máquinas se frenan mínimamente y la frecuencia baja. Si la generación supera al consumo, el excedente las acelera y la frecuencia sube. No hace falta ningún instrumento para que esto ocurra; es mecánica.
Los operadores mantienen la frecuencia en una banda estrecha - típicamente unas décimas de hercio - porque los equipos conectados lo esperan. Los motores giran a velocidades fijadas por la frecuencia, y los relés de protección desconectan los generadores si la frecuencia se aleja lo bastante como para causar daños. Ese último comportamiento es lo que convierte un problema de frecuencia en uno en cascada.
Qué compra la inercia
Un gran turbogrupo pesa cientos de toneladas y gira a tres mil revoluciones por minuto. La energía cinética almacenada en él es considerable, y sumada a escala de red es enorme. Cuando se pierde generación de golpe, esa energía se libera automáticamente al frenarse las máquinas y cubre parte del déficit antes de que ningún control haya reaccionado.
La medida que importa es la tasa de variación de la frecuencia, escrita RoCoF y dada en hercios por segundo. Mucha inercia significa una caída lenta y poco profunda. Poca inercia, una caída abrupta. Esa diferencia decide si el sistema sobrevive al incidente.
La secuencia tras la caída de una gran central es una carrera. La inercia actúa al instante y compra quizá unos segundos. La reserva primaria - reguladores abriendo válvulas en otras centrales, o baterías inyectando potencia - llega en segundos. La secundaria sigue en minutos y devuelve la frecuencia a su valor. Si la caída inicial es demasiado abrupta, las protecciones desconectan más generadores antes de que lleguen las reservas, y cada desconexión agrava el déficit.
Cuando ni eso basta, los operadores deslastran: se desconectan distritos enteros deliberadamente para reequilibrar el sistema. Es la última defensa automática, y funciona, y por eso el colapso completo de una red es raro aunque los incidentes de frecuencia no lo sean.
Por qué los inversores cambiaron el problema
Los paneles solares producen corriente continua. Los aerogeneradores modernos producen corriente alterna de frecuencia variable. Las baterías almacenan corriente continua. Los tres llegan a la red a través de un inversor, que sintetiza corriente alterna electrónicamente.
Un inversor no tiene masa giratoria ni vínculo físico intrínseco con la frecuencia de red. En su forma habitual - control seguidor de red - mide la frecuencia de la red e inyecta corriente acompasada con ella. Eso funciona mientras otra cosa establezca la frecuencia en primer lugar. Una red compuesta enteramente por inversores seguidores no tiene nada que fije la referencia.
Así que al retirarse las térmicas y crecer la generación con inversores, los operadores vieron caer la inercia y estrecharse los límites de RoCoF. Irlanda, con una red pequeña y una proporción eólica muy alta, llegó primero a esa frontera y durante años limitó la proporción instantánea de generación no síncrona por razones de estabilidad y no económicas. Gran Bretaña, Australia Meridional y Texas encontraron cada uno su versión de la misma restricción.
La restricción es real y conviene enunciarla con precisión porque suele o bien despacharse o bien exagerarse. No es que la energía renovable desestabilice las redes. Es que un servicio concreto, antes suministrado gratis como subproducto de la maquinaria giratoria, debe contratarse deliberadamente cuando esa maquinaria ya no está.
Cómo se presta hoy el servicio
La primera respuesta fue conservar la masa sin el combustible. Un compensador síncrono es una gran máquina rotatoria conectada a la red que no genera potencia, gira libremente y aporta inercia y potencia de cortocircuito. Varios operadores los han instalado en emplazamientos de carbón cerrados, a veces reutilizando el generador existente.
La segunda respuesta es el software de control. Un inversor formador de red se comporta como una fuente de tensión que fija su propia referencia de frecuencia en vez de seguir una, y puede programarse para emular la respuesta de una máquina rotatoria, liberando energía almacenada en milisegundos cuando la frecuencia cae. Al ser electrónica, la respuesta es más rápida que la inercia mecánica, aunque la limita la energía que haya detrás del inversor.
Las baterías encajan especialmente bien porque pueden absorber además de inyectar y su tiempo de respuesta se mide en milisegundos. La instalación de Hornsdale, en Australia Meridional, lo demostró en público: respondió a los incidentes de frecuencia más rápido que la térmica que tenía al lado y cambió la forma en que los reguladores valoran el servicio.
Varios sistemas han funcionado ya durante periodos con proporciones muy altas de inversores manteniendo la frecuencia estable, lo que estableció que la cuestión era de ingeniería y no de física. El requisito práctico es exigir la capacidad formadora de red en las normas de conexión desde el principio, ya que readaptar el comportamiento de control en un parque ya instalado sale mucho más caro que pedirlo al conectar. Esa es hoy la dirección de los códigos de red en Europa, Australia y parte de Norteamérica.
Preguntas frecuentes
¿Qué es la inercia de red?
La energía cinética almacenada en las masas giratorias de los generadores síncronos conectados a un sistema eléctrico. Como todos giran al unísono a la frecuencia de red, su impulso combinado se resiste a los cambios bruscos de esa frecuencia y amortigua el sistema de forma automática en los primeros segundos tras perder generación.
¿Por qué importa tanto la frecuencia de red?
Porque es una lectura directa del equilibrio entre oferta y demanda. Los equipos conectados están diseñados en torno a ella, y los relés de protección desconectan máquinas si la frecuencia se desvía lo bastante como para causar daños. Cada desconexión empeora el desequilibrio, y así una sola falta puede propagarse en cascada.
¿Qué es el RoCoF?
La tasa de variación de la frecuencia, en hercios por segundo. Mide con qué brusquedad cae la frecuencia tras perderse generación. Mucha inercia produce una caída lenta que da tiempo a las reservas; poca inercia produce una abrupta que puede disparar las protecciones antes de que llegue la ayuda.
¿Aportan inercia la eólica y la solar?
No de forma intrínseca. Se conectan mediante inversores, que carecen de masa giratoria acoplada a la frecuencia de red. Los inversores seguidores convencionales miden la frecuencia y la siguen. Los formadores de red fijan su propia referencia y pueden programarse para entregar una respuesta equivalente y más rápida.
¿Cómo reemplazan los operadores la inercia perdida?
Con compensadores síncronos - grandes máquinas girando en vacío que aportan inercia sin generar potencia, a veces reutilizando generadores de centrales de carbón cerradas - y con inversores formadores de red, sobre todo en baterías, cuya respuesta en milisegundos puede superar a la inercia mecánica. Los códigos de red exigen cada vez más capacidad formadora al conectar.
