Cómo integrar las renovables en el sistema eléctrico


Puesto que la energía eléctrica no puede almacenarse en grandes cantidades por largos periodos de tiempo de forma económica, es necesario que exista un constante equilibrio entre generación y consumo. Cuando esto no ocurre, se producen desviaciones de la frecuencia en un sistema eléctrico respecto a su valor nominal (50 Hz en el caso español). La frecuencia debe permanecer dentro de unos límites estrictos para que el suministro eléctrico se realice en condiciones de calidad aceptables. De hecho, desviaciones alejadas del valor nominal pueden provocar el mal funcionamiento de equipos debido a la sensibilidad y dependencia que poseen la mayoría de elementos eléctricos y electrónicos en la actualidad. En este trabajo, se ha desarrollado una nueva estrategia de control de frecuencia que permite aumentar la integración de parques eólicos de manera efectiva, sin que ello suponga una merma en las capacidades del sistema eléctrico en términos de estabilidad de la frecuencia.

Por: ANA FERNÁNDEZ GUILLAMÓN (*)


En los últimos años, debido, entre otros factores, al cambio climático y a los problemas asociados con los combustibles fósiles, los países desarrollados han fomentado la integración a gran escala de las fuentes de energía renovable, destacando los parques eólicos y los huertos fotovoltaicos. De hecho, en Europa se espera que para 2030 la potencia instalada sea de 323 y 192 GW de eólica y fotovoltaica (respectivamente), capaces de suministrar hasta el 30 y el 18% de la demanda. Por ello, es necesario abordar las cuestiones derivadas de las características y peculiaridades de las renovables, puesto que su comportamiento intermitente e incontrolable dificulta su integración al depender de fenómenos meteorológicos y atmosféricos. Esto provoca que tanto la generación de electricidad como su consumo sean difíciles de predecir en la actualidad.

“Las desviaciones de frecuencia afectan a la mayoría de elementos eléctricos y electrónicos en la actualidad”

Puesto que la energía eléctrica no puede almacenarse en grandes cantidades por largos periodos de tiempo de forma económica, es necesario que exista un constante equilibrio entre generación y consumo. Cuando esto no ocurre, se producen desviaciones de la frecuencia de un sistema eléctrico respecto a su valor nominal (50 Hz, en el caso español). La frecuencia debe permanecer dentro de unos límites estrictos para que el suministro eléctrico se realice en condiciones de calidad aceptables. De hecho, desviaciones alejadas del valor nominal pueden provocar el malfuncionamiento de equipos debido a la sensibilidad y dependencia que poseen la mayoría de elementos eléctricos y electrónicos en la actualidad.

Si aumenta el consumo eléctrico, pero la generación permanece constante, el incremento de demanda sólo puede obtenerse de la energía de rotación almacenada en los generadores debido a su propia velocidad de giro; esta energía de rotación almacenada suele conocerse como “reservas primarias”. Conforme se reducen estas reservas de los generadores, disminuye su velocidad de giro y, por tanto, la frecuencia eléctrica del sistema. Por ello, para conseguir que la frecuencia de un sistema eléctrico se mantenga estable al variar la demanda, es necesario el empleo de sistemas de control.

“El control y mantenimiento de la frecuencia lo hacen las centrales convencionales; es necesario que las renovables empiecen a hacerlo también”

Tradicionalmente, estos servicios de control y mantenimiento de la frecuencia han sido suministrados y asegurados por las centrales convencionales: térmicas (de carbón, petróleo, gas natural…), nucleares e hidroeléctricas. Sin embargo, dada la promoción de recursos renovables actual, cada vez es más necesario que estas fuentes energéticas asuman también este tipo de funciones dentro del sistema eléctrico. Para ello, se hace necesario contar con el desarrollo y adaptación de nuevas herramientas y soluciones que faciliten la integración de fuentes renovables, sin que ello suponga una merma en las capacidades del sistema eléctrico en términos de estabilidad.

Una de las posibles soluciones consiste en “imitar” el comportamiento de los generadores convencionales y las reservas primarias con las fuentes renovables. Esto puede verse en la Figura 1. La imagen de la izquierda representa un sistema eléctrico actual, en el cual las reservas primarias únicamente provienen de centrales convencionales. Cuando se produce un desequilibrio entre generación y consumo, las reservas primarias de estas centrales disminuyen para conseguir estabilizar la frecuencia. La imagen de la derecha representa el objetivo a conseguir: que tanto centrales convencionales como renovables puedan actuar cuando se produce el desequilibrio.


Figura 1

En este estudio se ha conseguido imitar dicho comportamiento con parques eólicos. Puesto que las palas y el propio generador eléctrico de los aerogeneradores están en rotación, también tienen reservas primarias. El problema es que están “ocultas” desde el punto de vista del sistema eléctrico. Esto se debe a la incorporación de un convertidor electrónico entre el generador y la red eléctrica, que separa (desacopla) ambos elementos.


En la Figura 2, se muestra el esquema de funcionamiento de un aerogenerador. En función de la velocidad del viento, las palas captan una potencia mecánica que transmiten al generador (G en la figura) mediante un eje que los une. Además, la máxima potencia que pueden producir sólo depende de la velocidad del viento y no tiene en cuenta el sistema eléctrico. En la actualidad, la potencia eléctrica generada coincide con la potencia mecánica y la potencia máxima, independientemente de que el sistema eléctrico esté en equilibrio o no: P. eléctrica = P. mecánica = P. máxima.


Figura 3. Para imitar la respuesta de una central convencional con un aerogenerador, es necesario que la potencia generada por éste se modifique no sólo con el viento, sino también en función de la frecuencia del sistema. Suponiendo que en un momento determinado es necesario producir más electricidad, el aerogenerador extrae las “reservas primarias”, de manera que la potencia eléctrica sea mayor que la potencia mecánica: P. eléctrica > P. mecánica. Esto provoca que la velocidad de rotación del eje disminuya.


Figura 4. Cuando la frecuencia ha mejorado lo suficiente, hay que restaurar la velocidad de rotación a su estado inicial. Para ello, es necesario que la potencia eléctrica disminuya por debajo de la mecánica: P. eléctrica < P. mecánica.


Figura 5. De este modo, la variación de potencia eléctrica generada por el aerogenerador cuando se produce un aumento de consumo es la mostrada en la Figura 5. En esta imagen se ve claramente cómo la potencia eléctrica está por encima de la potencia máxima durante los instantes iniciales y luego disminuye para conseguir restaurar el valor de la velocidad de rotación.


Para comprobar el correcto funcionamiento de la estrategia propuesta, se ha considerado un sistema eléctrico formado por centrales térmicas, hidroeléctricas y parques eólicos. Se han analizado diferentes porcentajes de integración de energía eólica. El primero de ellos se correspondería con la situación actual, donde el 75% de la electricidad se produce con centrales térmicas, el 12% con hidroeléctrica y el resto (13%) con parques eólicos. En los demás se ha ido aumentando su porcentaje de integración a la vez que se disminuye el de centrales térmicas, manteniendo constantes las hidroeléctricas. En la siguiente tabla se muestra un resumen de los diferentes escenarios:

Tipo de generación

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Escenario 4

Térmica

75%

73%

58%

43%

Hidroeléctrica

12%

12%

12%

12%

Parque eólico

13%

15%

30%

45%

Para poder evaluar el control propuesto, se ha considerado un aumento repentino del consumo de 70 MW. Asimismo, se han comparado dos estrategias distintas:

  • Los parques eólicos no actúan ante desequilibrios de generación-demanda.
  • Los parques eólicos sí actúan ante desequilibrios de generación-demanda.

Cuando los parques eólicos no actúan ante desequilibrios de generación y demanda, se obtiene la desviación de frecuencia mostrada en la Figura 6. La desviación de frecuencia se define como la frecuencia en cada instante de tiempo menos la frecuencia nominal (50 Hz para España). Como puede verse, a medida que la integración de parques eólicos aumenta, se obtiene una desviación cada vez más significativa, aumentando de 400 a 600 mHz si se comparan los escenarios 1 y 4. Esto pone de manifiesto la necesidad de que los parques eólicos ayuden en funciones de estabilidad de frecuencia del sistema.


Figura 7. Si ahora se emplea el control propuesto, la desviación de frecuencia para los 4 escenarios se muestra en el gráfico de arriba. Como puede comprobarse, en los escenarios 2-4 hay dos variaciones de frecuencia. La primera se debe al aumento de demanda. La segunda ocurre por el cambio de potencia eléctrica del parque eólico, cuando pasa de estar por encima de la máxima a estar por debajo de ésta (ver Figura 5).

Con respecto a la primera desviación, disminuye a medida que la presencia del parque eólico aumenta. Esta reducción, que va de 400 a 200 mHz entre los escenarios 1 y 4, se debe a la rápida reacción del parque ante el desequilibrio. Por el contrario, la segunda desviación aumenta conforme se incrementa la presencia del parque eólico. Esto se debe a que cuanto mayor sea el parque eólico, mayor será la bajada en su potencia generada. En cualquier caso, esta segunda desviación siempre es inferior a la producida cuando el parque eólico no actúa en el control de frecuencia, lo que pone de manifiesto la ventaja del empleo de este tipo de estrategias.

El control aquí propuesto permitirá que los parques eólicos participen en los servicios de regulación de frecuencia. Se ha obtenido que la desviación de frecuencia se puede reducir hasta el 50% en sistemas eléctricos con alta integración de parques eólicos si éstos participan con el control propuesto. Pese a la aparición de una segunda desviación de frecuencia, ésta siempre es muy inferior a la producida si el parque eólico no tuviera control. De hecho, esta segunda desviación ocurre debido a la mala coordinación existente entre centrales eléctricas en la actualidad. Por ello, es necesario que se desarrollen nuevas estrategias agregadas y coordinadas para minimizar su impacto.


(*) Ana Fernández Guillamón acabó el Grado en Ingeniería Eléctrica en la Escuela de Ingenieros Industriales de Albacete (2016) y el Máster en Energías Renovables en la Universidad Politécnica de Cartagena (2017) en ambos casos, con premio extraordinario fin de estudios. Es miembro del personal docente e investigador de la Politécnica de Cartagena, en su Departamento de Ingeniería Eléctrica. Antes, trabajó para Iberdrola Renovables como técnico de proyectos de constrtucción, nacionales e internacionales, tanto en fotovoltaica como en eólica. La primera versión del presente trabajo ha sido premiada por la Asociación Española de Ingeniería de Proyectos (AEIPRO) y por la Fundación Repsol.