La lavadora de medianoche (IV) usa detergente y agua caliente/Lavado intensivo
Estas son las entradas restantes de la serie «La lavadora de medianoche» que Beamspot empezó a escribir ahora hace dos años. Algunas pueden estar un poco desactualizadas por las referencias temporales que toman. En la entrada de hoy, escrita a principios de 2022, Beamspot analiza el problema de la sincronía en redes de alta tensión a largas distancias, y cómo los planes de integración eléctrica a escala continental tienen muchas más limitaciones que las que se suelen comentar (Antonio Turiel).
Notas anteriores:
https://www.surysur.net/la-lavadora-de-medianoche-en-una-noche-de-calma-chicha/
Prólogo.
Si en la entrada anterior el análisis se centró en la producción, el ‘Punto A’, esta entrada se centra en ‘el camino entre A y B’, o sea, en la red de distribución. Esta parte en realidad es muy compleja, y consta de varios niveles: Red de Transporte, Red de Reparto, Red de Distribución (en media tensión), y luego la red local. Sin embargo, dada la complejidad de la misma, apenas se darán unas ligeras pinceladas de cada parte, mientras que nos centraremos en otros puntos todavía más complejos de facto, pero que en realidad son claves para entender la problemática a la que nos enfrentamos y que apenas se ve abordada en casi ningún sitio en el que se hable de ‘transición energética’.
Como ya se apuntó en algún momento, estamos hablando de efectos relativistas en la vida real, algo de lo que muchos ignoran, y sin embargo resulta ser de lo más común empezando por el sistema que sea que esté Ud. utilizando para leer esto. Parece ciencia ficción, pero los efectos, las consecuencias de esta teoría, las tiene Ud. en la palma de su mano. Está demostrada y es algo que muchos que trabajamos en la electrónica nos encontramos a diario. Y esos efectos chocan de frente con muchas de las presunciones que se dan por hechas por gente que ignora totalmente aquello de lo que está hablando. En consecuencia, nos estallan o estallarán en la cara. Ya nos han causado problemas, como veremos. Y eso es sólo el principio.
Oleaje.
Buena parte de todo esto tiene que ver con el oleaje. Si, con las olas. Al fin y al cabo, estamos hablando de la misma teoría ‘mecánica’ que las sustenta, y que da igual que sean de agua salada, de sonido (la música, la voz, todo lo que sea audio, funciona también igual) o para el caso, electromagnéticas.
Y sí, tiene todo que ver con la teoría de la relatividad. De hecho, la teoría de la relatividad surge precisamente para explicar ciertas leyes ‘empíricas’ que se habían observado en la electricidad, concretamente en la transmisión de señales de telégrafo, plasmadas en las Leyes de Maxwell, y que no tenían una explicación clara.
Ese punto no explicado es lo que atrajo a Einstein a buscar el porqué, y de ahí es de dónde se sacó la teoría de la relatividad. Y de ahí el éxito de dicha teoría: explicaba una serie de efectos que ya se conocían, y que eran la base de las emisiones de radio (sí, la radio esa que escuchas en el coche, la base sobre la que te comunicas con tu teléfono móvil, la base sobre la que funciona el WiFi, etc).
Esa teoría dejaba claro que la electricidad se comportaba como ‘olas’, y que eso limitaba la teoría conocida hasta la fecha a ciertos ‘entornos’. Eso es todavía la base de la electrónica moderna, así como de las redes de distribución de media tensión que operan en áreas relativamente poco extensas.
El primer día de clase de Transmisión de Ondas, el profesor dijo algo que a muchos les sonó raro: toda la teoría que habéis estudiado es falsa.
Mejor dicho, sólo se aplica si las medidas físicas del circuito son muy inferiores a la longitud de onda más corta que hay en el circuito. Cuando eso no se cumple, hay que tener en cuenta los efectos relativistas. Esos efectos eran la base de esa asignatura ‘esotérica’ en la que se estudiaban lineas de transmisión, y antenas.
Así que aquí viene el primer punto importante de todo este análisis: la ‘longitud de onda’, generalmente escrita como λ. ¿Y qué es la longitud de onda? Pues es la distancia entre dos crestas sucesivas de olas, bien sean marinas, bien sean electromagnéticas. Si bien es intuitivamente evidente cómo medir la longitud de onda en el mar, no lo es tanto en el caso de la electricidad. Sin embargo, ahí viene precisamente Einstein en darnos la solución de forma matemática.
¿Nos acordamos de la frecuencia? Pues la longitud de onda es la distancia que recorre la luz en un segundo dividida por el número de olas en ese mismo segundo. O sea, 300.000 Km/s, dividido por 50Hz en Eurasia: 6.000Km. Por tanto, tenemos que la longitud de onda es de 6.000 Km. Pero hemos mencionado que cualquier circuito que queramos analizar de forma fácil debe ser mucho menor. Eso en electrónica significa que debe ser una décima parte como mucho, o sea, 600 Km. O sea, aproximadamente la distancia entre Madrid y Barcelona.
Por tanto, la red eléctrica peninsular ya se topa, por sí sola con los límites relativistas. De facto, la mayoría de redes de transporte y distribución son de tamaño similar al propuesto, por buenas razones. Aunque hay conjuntos de redes más vastos, siempre se basan en subredes más pequeñas que han interconectado de varias formas, integrándolas a medida que la situación se ha ido comprendiendo y gestionando mejor.
Como ejemplo relevante de estas medidas, una antena de lo más básico tiene unas medidas de exactamente una cuarta parte de la longitud de onda, siendo la más común el dipolo de media longitud de onda formado por dos trozos de ‘cable’ de exactamente un cuarto de onda. Para ponerlo en perspectiva, un cuarto de onda es la distancia entre el centro de Barcelona y el centro de Berlín, 1.500 Km. Y media longitud de onda es aproximadamente la distancia entre el centro de Kiev y Salamanca, 3.000 Km.
Primeros problemas
Supongamos el caso más sencillo, una única central y un único consumidor separados 1.500 Km. Ahí un ligero desajuste entre la producción y el consumo y llega todo retrasado exactamente media vuelta, exactamente en contrafase. Dicho de otro modo, si el consumidor deja de consumir, para el productor resulta que es como si tuviese un cortocircuito porque se genera una onda estacionaria. Si la distancia es el doble, 3.000Km, la cosa es peor.
Explicarlo es algo largo y difícil sólo con palabras, pero hay vídeos bastante buenos para entender este efecto, conocido como ondas estacionarias (standing waves), por ejemplo, este.
Si añadimos más productores por el camino, la cosa se complica todavía más, formando patrones de interferencia. En estos casos, si con un solo productor ya se pueden generar picos del doble de tensión, con dos la cosa puede llegar a cuatro veces de pico según las circunstancias. Cuantos más, todavía peor los picos alcanzados.
Cuando la interferencia de varios se suma en un punto, estamos ante lo que se conoce como ‘roge wave’ u ‘ola gigante’. En el mar es algo muy raro de ver (pero documentado). En el caso de la electricidad, sin embargo, es perfectamente conocido.
Para colmo, esto es un tema que tiene mucho que ver con la distancia. Para distancias de menos de esos 600 Km mencionados, este tipo de problemas no es muy importante. Para distancias muy muy superiores, las matemáticas están bastante establecidas (desde antes de la segunda guerra mundial, en algo que está bastante de moda en todo el mundo de radares y antenas) en lo que se llama ‘campo lejano’, pero que para el caso, podríamos estar hablando de distancias más allá de los 100.000 Km.
El ecuador mide 40.000Km, aproximadamente. Otro efecto diferente pero derivado de los mismos principios, pasa cuando hay dos generadores con ligeras diferencias de frecuencia: los batidos (imagen de la derecha).
Ese efecto es muy conocido en el mundo de la música y del audio, pero aplica igualmente en la red eléctrica. Es más, es peor incluso: pasa incluso en distancias muy cortas que no tienen nada que ver con el efecto relativista.
Exactamente ese problema es la razón por la que los generadores se ‘enganchan en fase’ (se controlan con la fase, no con la frecuencia, que es la misma).
Sin embargo, la cosa se complica cuando añades ambos factores. La distancia y la frecuencia.
Pongamos un generador en Barcelona y otro en Berlín, a 1.500 Km. Si el de Barcelona se sincroniza en fase local con el de Berlín, es decir, ambos están en fase aquí, resulta que generamos un desfase exactamente contrario en Berlín! Es decir, cortocircuitamos el generador alemán, a pesar que aquí estamos exactamente en la misma fase, es decir, justo lo contrario!!!
Ese es ‘el problema’, el gordo, el que hace que no se puedan meter en una red vasta muchos generadores: la relatividad hace que las fases sean relativas al lugar en que se originan, y por tanto, que no se puedan sincronizar.
Y sin embargo, parece que se hace…
Apaños
De hecho, parece muy convincente que se está haciendo. Incluso parece que en la península ibérica tenemos una red mayor que la que ‘permite’ esta teoría. Parece una contradicción. Obviamente, con las leyes de la naturaleza no hay negociación posible. Pero la tarea de los ingenieros es saber qué problemas hay y cómo sortearlos o bajo qué condiciones se pueden hacer según que cosas.
Así pues, hay ‘apaños’, o ‘soluciones técnicas’ que permiten aliviar parte de esta problemática. Muchas de estas ‘soluciones’ en realidad son simples hechos reales que salen de por sí mismos, nada especialmente rebuscado. Sin embargo, todo esto da más relevancia al lugar, el sitio, la distribución geográfica, la distribución eléctrica, y a la historia incluso.
La red eléctrica, nos guste o no, tiene una historia detrás que no se halla en el vacío, como todo el resto. Y desde el principio, la planificación de dicha red es bastante reducida en el espacio, siendo tan local que incluso no llegaba más allá de algunos barrios dentro de la propia ciudad. Incluso, en sus principios, se la llamaba ‘luz’ y sólo funcionaba a ratos.
En muchos lugares, sólo se ponía en marcha por las noches, antes de ponerse el sol, y sólo hasta cierta hora de la madrugada, y sólo con una finalidad: el alumbrado (tanto público como privado), ya que de siempre, aún ahora, la luz es la aplicación con más valor añadido de la electricidad. Por eso aún la llamamos ‘luz’ (y en esta serie utilizaremos este término como sinónimo de electricidad precisamente por este motivo).
Obviamente, algo que tiene un alcance urbano como mucho, está muy lejos de esos 600Km de límite que se comentaba.
Con el paso de los años, eso fue creciendo y las centrales eléctricas fueron saliendo de los entornos urbanos por razones obvias, la polución la primera de ellas, pero no la única. El crecimiento de la capacidad de generación también ayudó a ello.
Sin embargo, dichas centrales no se fueron muy lejos. Siguen estando cerca de las grandes zonas metropolitanas, polígonos industriales, zonas residenciales de alta densidad, etc. Y el lugar ocupado por las antiguas instalaciones ahora, aunque cambien de emplazamiento físico, ha sido sustituido por centrales de transformación.
De ahí surgieron las redes de distribución de media tensión, las que distribuyen a zonas metropolitanas y localidades no muy alejadas, llegando ya a áreas bastante más extensas, pero lejos aún de los 600Km de límite que hemos comentado.
Y sin embargo, precisamente ahí es donde radica el principal hecho ‘fortuito’ que nos permite superar ese límite, aunque sea sólo ‘por poco’: la diferente componente de potencia que ‘viaja lejos’.
Dicho de otra manera: la mayor parte de la potencia se consume muy cerca de dónde se genera, así que hay poca potencia de esa central que se vaya lejos o muy lejos, pérdidas de por medio, pero sobre todo, debido al hecho lógico y evidente que la producción siempre interesa que esté cerca del consumo.
Dos son las razones de buscar esta proximidad: reducir las pérdidas por longitud de cableado (a doble distancia, cuatro veces más pérdidas), y por la estabilidad: la variación del consumo está próxima, menos de 300Km en el peor de los casos, lo que permite mantener correctamente la estabilidad de la red.
Eso implica que la potencia, que podríamos asimilar a la ‘amplitud’ de la ‘ola’ (no es exactamente cierto, pero en aras de la simplicidad, que así sea) que llega más lejos es precisamente la más pequeña, la que va a poblaciones más reducidas, con consumos más reducidos.
Si por el camino se encuentra con otro generador más próximo, la posible interferencia que se haga será la de un gran proveedor de potencia (el generador próximo) contra una ‘débil’ potencia lejana, así que no será especialmente grave… dentro de unos límites.
Eso nos permite reformular la limitación de una forma más amigable y con más margen de manejo: la mayor parte de la potencia se debe consumir dentro de una distancia eléctrica de menos de 600Km.
¿La diferencia? Se sustituye la palabra toda por la mayor parte.
Dada la circunstancia, ese pequeño cambio nos permite que la red española (y se puede observar en otros países lo mismo) supere en algunos casos (ramas particulares) más de 1.000 Km. Este mismo hecho explica las interconexiones (escasas) peninsulares con nuestros vecinos: son enlaces de poca potencia, y su consumo es básicamente en los alrededores de dichos enlaces, que no son precisamente muy elevados.
Por eso se dice que España es una ‘isla energética’. Pero el hecho que se diga eso, implica claramente que hay otras situaciones próximas que no son una isla energética. Es decir que hay casos (abundantes) con mucha mayor interconexión (en potencia) que no en nuestro caso. Además, a muchos les vendrá a la mente lo de las conexiones de muy alta tensión (MAT) con nuestros vecinos del norte. Incluso leyendo el primer bloque de esta serie, se puede ver mención a las conexiones entre Francia y el Reino Unido, que además no son las únicas.
Hasta este punto, hemos hablado de las redes de distribución, como las redes de más proximidad y menor ámbito geográfico. Pero hay aún dos ‘órdenes’ o grados por encima: Transporte (la de rango más elevado) y Reparto (la de rango intermedio).
Las redes de reparto son aquellas que reparten entre varias redes de distribución, y las de transporte, son las que interconectan las redes de reparto. Estas mismas de transporte además se podrían asimilar a las redes de interconexión de muy alta tensión, aunque no son lo mismo.
Hay algunos puntos a tener en cuenta aquí. Primero, que la Red de Distribución reparte entre un elevadísimo número de puntos de consumo/transformación. La de Reparto, entre un número más reducido de Redes de Distribución. La de Transporte, entre muy pocas redes de Reparto.
Y las de interconexión, sólo interconectan dos puntos, A y B (que, encima pueden ser ‘bidireccionales’). Y la razón es precisamente la limitación relativista que se ha comentado. Cuando hablamos de zonas relativamente extensas, hace falta un control bastante bueno. Cuanto más extensas, más bueno, férreo y centralizado. Y cuando se sobrepasa el límite relativista (interconexiones MAT punto a punto), además, hace falta un sistema de control, estabilización y comunicación centralizado en ambos extremos, y bien coordinado entre ambas redes.
No sólo eso. La misma red de transporte, además, para poder mantener las diferentes áreas sincronizadas, necesita tener controlada la generación en cada subred de reparto. Y si las distancias son elevadas, entonces sólo quedan unas pocas soluciones.
Soluciones que aplican, generalmente, a las líneas tipo MAT: el transporte en corriente continua en lugar de alterna.
Eso tiene la ventaja que ambas partes, las diferentes subredes, pueden trabajar en fases y frecuencias diferentes sin problemas, ya que las ‘centrales de transformación’ se encargan de pasar la continua a la alterna necesaria con los parámetros adecuados.
Ni que decir tiene que estos sistemas son de todo menos baratos: son mucho más complicados que los transformadores que hay en toda la cadena de distribución (que no son más que un par de bobinados encajados sobre un ‘núcleo’ generalmente de hierro).
Los enlaces mencionados entre Francia y UK son precisamente de este tipo. También es el caso del enlace del Proyecto Rómulo entre la península y Mallorca (la conexión entre Mallorca y Menorca es en alterna). Un ejemplo se puede hallar aquí.
También es el tipo de enlace necesario para traspasar la generación (recortada) eólica del Mar del Norte en Alemania con la zona de mayor consumo alrededor del bávaro sur. Y su precio, así como el impacto ambiental y la oposición del pueblo las razones por las que no se hace.
En estos dos últimos casos, además, estamos hablando de enlaces punto a punto de como mucho 600 Km, cosa que valida la hipótesis.
El dato importante a recordar de esta teoría, es que para que una red pueda ser estable, tiene que tener un tamaño máximo, y en caso de necesidad, para poder llegar no mucho más lejos, la cantidad de potencia que tiene que transmitirse pasada dicha distancia tiene que ser relativamente pequeña.
Integración espacial
Cambiemos de tercio. Veamos el mundo desde otra perspectiva, e integremos la visión renovable, especialmente la solar.
Veamos el Mundo desde el punto de vista del Sol. Un mundo perfectamente desplegado, abarcando su totalidad, su lado oscuro, y el lado de la luz.
Hagámoslo además en un momento muy importante del año: la noche más larga, la noche en la que renace de nuevo el Sol hecho niño, el solsticio de invierno, la noche de mayor consumo puntual, uno de los más elevados del año. Navidad, Nochebuena. Sea, además, a la hora de mayor celebración, al anochecer en la costa oeste de los EU. Medianoche cerrada en Europa.
¿Qué vemos aquí? Es muy fácil ver dónde se consume electricidad en ese momento: son las áreas iluminadas dentro de la zona oscura que determina dónde es de noche, la parte del Mundo que está a oscuras, detrás del Sol.
La parte iluminada es bastante obvia, y se puede ver un iconito de dónde ‘está el Sol’ a esa hora, justo en el margen derecho de la imagen, a la altura de Australia. Un poco a la izquierda, se puede ver un punto blanco que representa la Luna casi Nueva, a medio camino entre el Sol y Australia.
En California está anocheciendo, así como en Ushuaia, mientras que apenas está amaneciendo en el este de China, el Sol ya ha nacido en Japón, y en Australia están ya a media mañana.
Se puede observar como nota, que toda la Antártida además está iluminada con el Sol de Medianoche.
No hay ningún trozo de tierra emergida dónde el Sol esté directamente encima, y mayormente éste aporta su energía al Océano Pacífico. Lo más próximo que hay que pueda generar energía solar es Australia. En el resto (California, México – Baja, China, Japón, Chile, Argentina) el Sol está tan bajo en el horizonte que no producen nada. Por tanto sólo Australia, Nueva Zelanda y algo la zona de Indonesia, Filipinas, etc están en condiciones de producir energía solar.
El concepto que da pie a esta sección hace referencia a intentar reducir el almacenamiento necesario a base de integrar la energía renovable que se produce en el Mundo entero en una red mayor, supliendo la demanda en un lado con la producción ‘excedente’ en otro, simplemente, transportándola mediante una red eléctrica global.
Lo explicado en la sección anterior, deja muy claro que eso no es posible. Además, hay otros inconvenientes.
El primero, es que hay que tener en Australia mucha potencia instalada, muchísima más de la que Australia sola necesita: la suficiente como para alimentar al Mundo entero. Ergo la potencia instalada necesaria para ello es descomunal. No es una aproximación eficiente.
El segundo, es que un día nublado en Australia deja a oscuras a todo el Mundo. No es una aproximación resiliente.
El tercero, es que en ese momento Australia estaría en condiciones de chantajear a toda la población del planeta.
El cuarto, es que las líneas de transporte hacia Europa, además de una parte de la potencia que tiene que ir a los EU, pasarían por China y a través del estrecho de Bering, por Rusia (escribo esto en la primera semana de la invasión de Ucrania) a América.
El quinto, el descomunal precio de la red de reparto necesario para tal menester, así como su mantenimiento.
El sexto, las elevadísimas pérdidas de potencia debido a las enormes distancias de distribución. Es una idea sumamente ineficiente.
Y para terminar, todos los problemas de inestabilidad se sumarían sin tener nada para contrarrestarlo, y encima con problemas ‘compuestos’ debido a los problemas relativistas explicados.
Resumiendo: la integración espacial choca con los límites relativistas, obligando a tener sistemas despachables y controlables dentro de subredes menores de 600 Km o más pequeñas (si se tienen estos sistemas en cantidad adecuada, puede llegarse a 1.000Km). Las pérdidas hacen inviables tamaños grandes.
Aunque volveremos a hablar de pérdidas y eficiencias en el siguiente bloque, cabe recalcar que con un sistema que tiene la producción muy próxima al consumo como es el sistema peninsular, las pérdidas medias totales (transporte, reparto, distribución, transformación) son del orden del 10%, con picos bastante más elevados según la hora, día, etc.
Aumentar la distancia media entre la producción y el consumo, como es el ejemplo propuesto, los dispara por encima del 30 e incluso 50%: aumentan al cuadrado con la distancia, y los sistemas de transformación AC/DC y viceversa, tienen peor rendimiento que los transformadores de AC.
Por otra parte, habría que analizar con más detalle el consumo y su distribución. En este caso concreto, hay una parte buena: la zona más poblada del mundo está empezando a despertarse.
Me refiero al sudeste asiático, donde vive la mitad de la población mundial. China, Japón, Taiwán, las dos Coreas, Vietnam, Indonesia, Camboya, Laos, etc.
Tampoco es que sean zonas con un elevadísimo consumo per cápita, pero el número es muy relevante… y se da la casualidad que justo está amaneciendo es esos lares. Recordemos que hemos visto que la curva del pato precisamente suele tener un pico matutino justo a esa hora, especialmente en invierno en el hemisferio norte, que es justo dónde está esa zona (bastante más próxima al ecuador, por eso, y por tanto, con menor variación horaria de solsticio a solsticio).
Pero hay otras áreas con menor densidad de población, pero elevadísimo consumo per cápita: Europa y Estados Unidos… y la nada despoblada India, también próxima a su despertar.
Un mapa de la densidad de población puede venir al caso, aunque las lucecitas en el lado oscuro del planeta ya nos pueden dar una idea:
Se ha añadido un ‘sol’ de color naranja para que se pueda ver dónde se halla la fuente de energía solar en el momento que se ha descrito. Como se puede observar, la gran mayoría de la población está durmiendo, o, al menos, sumida en la oscuridad.
Y en el hemisferio norte, dónde es invierno y hace frío.
Lo que demuestra que todo el tema hipotético de las renovables, no tiene nada que ver con la independencia energética sino justo todo lo contrario: aumenta la interdependencia, bien porque necesitamos una red mundial de distribución y producción eléctrica, o bien porque cada país tiene que tener la capacidad de producir energía cuando las renovables fallen, mediante cosas que vienen de otras partes del mundo.
En esta entrada estamos explicando que lo primero como que va a ser que no.
Respecto de lo segundo, bueno, ya hemos visto cómo va esto de la ‘independencia energética’, el problema europeo de falta de gas en las sanciones a Rusia.
De paso, cabría recordar que el 65% de combustible nuclear viene de Rusia. También hay que recordar que como cerca del 80% de paneles fotovoltaicos, una tajada cada vez más grande de aerogeneradores, más del 90% de tierras raras (aunque decreciendo) vienen de China. Y muchos otros materiales como el Níquel (usado en las baterías de litio) y el Platino (usado en catalizadores, especialmente celdas de combustible para el hidrógeno), también vienen de Rusia.
Aún así, el dato más importante de este concepto, el que hay que tener en cuenta, es que trata de transmitir enormes cantidades de potencia (relativa y absoluta) a distancias enormes, muy superiores a la distancia considerada.
Justo todo lo contrario a las limitaciones expuestas en el apartado anterior.
Comprobémoslo.
La prueba de Micolor
Analicemos más de cerca un caso práctico en un área bastante extensa, y que nos afecta de lleno para ver hasta dónde se ajustan estas explicaciones. Un caso que ya ha sido mencionado en esta serie: el desacople de la red europea del 8 de Enero de 2021. Para el caso, podemos ir a la página del organismo oficial europeo que se encarga de gestionar todo esto, aquí. ENTSO es el acrónimo de dicho organismo. Allí se encuentra una explicación somera, pero se puede descargar un documento completo en pdf para su análisis más meticuloso, aquí.
Un breve resumen (del documento resumen enlazado) se puede explicar de esta manera:
El mercado eléctrico funciona generalmente con estimaciones de un día para el siguiente, basadas cada vez más en previsiones meteorológicas debido al peso de las renovables. Según el resultado de esta previsión, así como la previsión de consumo y situación del país (por ejemplo, de los embalses), se realiza la famosa subasta.
Pero este incidente no va de la subasta, sino de cómo el resultado de dicha subasta es utilizado por los diferentes operadores para manejar la distribución eléctrica entre los diferentes países.
Esta previsión se realiza por intervalos horarios para el día siguiente. En este estudio se recalcan los trasvases de potencia entre los diferentes países (de forma esquemática) según lo acordado/subastado por un lado, y según la realidad por otro. Ese desfase se debe en su mayor parte a las renovables: primero por la variabilidad de las mismas, y segundo, por la imposición por ley de darles prioridad a los caprichos de la Naturaleza.
Por esa razón hace falta un sistema de supervisión que tenga en cuenta estos factores y haga los necesarios ajustes en la red de reparto y transporte para adaptar y ajustar la configuración de la misma, puesto que hay unos límites establecidos. Desde el principio, la previsión para dicho día ya apuntaba a un ‘gran’ transvase de energía desde el Este de Europa hacia el Oeste, aunque en un principio no hacía falta modificación en la estructura de la red de transporte.
El motivo: la meteorología. Concretamente el viento, así como la inestabilidad atmosférica en el Oeste (en la península Ibérica en concreto, según la página 30 del informe del organismo europeo). Eso produjo un flujo de 5,8GW de potencia desde el Sudeste al Noroeste europeos sobre las 14:00 de la tarde (página 134). Como referencia, el reactor nuclear de Chernóbil que estalló (hay más aún funcionando en la misma central) era de 1GW.
Ese nivel de flujo puso la red eléctrica al borde de la inestabilidad (en el sentido relativista) debido a ser un flujo demasiado grande. Para que nos hagamos una idea, en ese momento en la península se consumían 44,1GW según la REE.
Un flujo a tanta distancia de 5,8GW representa sólo el 14% de la potencia necesaria para la península, y sin embargo, esos 5,8GW se tenían que destinar al centro de Europa: Alemania, Polonia, República Checa, Eslovaquia, Austria, además de Francia, Suiza, Italia, España y Portugal. Una potencia relativamente pequeña, y ya se pone la estabilidad de la red al límite (página 134 de nuevo).
Como una imagen vale más que mil palabras, aquí está un ‘mapa de calor’ del ‘estrés fasorial’ (desviación en fase de la tensión, resultado del patrón de interferencia de transmisión de ondas a largas distancias). Sacado de la página 15 del informe del ENTSO:
Una parte de este flujo, además, se debía a una mayor producción eólica que la prevista en el sudeste, y que por ley, tenía prioridad, ergo no se podía recortar. Por avaricia, también tenía prioridad, obviamente, ya que un flujo de potencia del Sudeste hacia el centro de Europa equivale a un flujo de capital desde la parte más rica de Europa hacia el más pobre Sudeste y Turquía.
Debido a la inestabilidad meteorológica, Italia también hizo cambios en su patrón de consumo, cambiando las relaciones de transmisión con Montenegro a través del enlace MonIta, pasando parte de la potencia suministrada a través del enlace en DC (el que tiene mejor control) al enlace en AC (el que obliga a estar sincronizados), según la página 23, y que derivó en un aumento de la potencia transferida a través del nodo de Ernestinovo (Croacia) en alrededor de 80MW, dejándolo justo al borde de la sobrecorriente.
El cambio o reestructuración en el enlace MonIta fue de entre 300 y 400 MW que pasaron de venir por el enlace en DC a pasar por el enlace AC. Sobre las 14:00 la intensidad que circulaba por el nodo mencionado ya estaba cerca del límite. Eso hace que los controladores croatas empiecen a hacer llamadas a nivel regional primero, a nivel nacional más tarde. Eso produjo un retardo en la reacción, pese a que se consideraba, correctamente, que la situación todavía no estaba en límites peligrosos.
Justo sobre las 14:05, una ligera variación en la demanda de potencia hace que la subestación de dicho nodo croata corte su enlace internacional por una sobre corriente.
Parece ser que la gota que colmó el vaso fue un repentino bajón en la producción eólica en España, fruto de las malas condiciones climatológicas (página 30 del documento). Eso propició un aumento del flujo de potencia del Este hacia el Oeste. Y eso que España está bastante aislada del continente…
El sistema de gestión trabaja casi en tiempo real, pero el reporte a los controladores sólo se actualiza cada 10 segundos. Ese tiempo fue más que de sobra para que los sistemas automáticos, que reaccionan en milisegundos, actuasen ante fluctuaciones rápidas.
Dado que el flujo de potencia que antes pasaba por esa subestación croata ahora debe pasar por otras subestaciones, se produce un efecto dominó que hace que una a una vayan cortando tanto en los tramos de muy alta tensión (transporte) como media tensión (reparto) en la zona mencionada.
Tras el enlace de Ernestinovo, cayó el de Novi-Sad en Serbia, y terminó 40 segundos más tarde en Fântânele, Hungría, dejando de esa manera dividida la red sincronizada europea, tal y cómo se ve en la imagen. Eso es lo que pasa cuando se cruza la línea de la estabilidad, que la red se vuelve inestable y se tiene que cortar la transmisión para evitar problemas.
Hay que recalcar que el sistema europeo trabaja con diferentes sistemas de previsión, uno diario (DACF – Day After o ‘día antes’) y uno que corrige a la hora (IDCF – Intra Day o ‘dentro del mismo día’) todo según las previsiones meteorológicas, es decir, según sople el viento, pasen las nubes y demás afectación de la variación, inestabilidad que introducen las renovables.
Ninguna de esas previsiones, ni ningún método de simulación, incluyendo casos N-1 (que haya un fallo en alguna parte) previeron la situación, controlada en todo caso.
Una parte de las razones de esta desviación, es debida a que cada zona tiene su gestión regional y sólo tiene modelado lo que pasa en su región, por lo que perturbaciones que vienen de fuera no son tenidas en cuenta. A lo sumo, calculan las interacciones con las regiones limítrofes. En este caso, estamos hablando que unas nubes o rachas de viento en España afectaron a Croacia, que está ‘algunas regiones más allá’.
Otra parte de esta problemática, es que dada la estructura ‘piramidal’ de la red, las subredes de distribución de media tensión se consideran como un punto, pero resulta que es a ese punto dónde se mete la inestabilidad del autoconsumo, así que el modelado de estas subredes deja bastante que desear.
El resultado de ese corte fue que hubo una gran sobreproducción en el Sudeste, y una gran falta de suministro en el Noroeste. Y por tanto, tal y cómo se explicó con anterioridad, una subida de la frecuencia en la primera zona, y una bajada de la misma en la segunda. Gráfica representando la frecuencia durante todo el incidente, con los colores codificados como en la imagen anterior:
Dicha frecuencia se mantuvo, en el lado sobreproductor, por encima de la frecuencia nominal bastante tiempo, más de media hora, antes que empezase a bajar. Lo primero que se hizo fue parar 975 MW turcos, en Bandirma (570 MW) e Icmas (405 MW), con lo que Turquía pasó de exportar unos 700 MW, a importar 3 GW. Y aún así se tardó mucho en ir convergiendo la frecuencia debido al exceso de potencia.
Sin embargo, la reacción del sistema turco fue lo que revertió el enorme y rápido pico del principio. Las consecuencias de este corte y de la reestructuración de toda la red eléctrica es lo que causó toda la problemática posterior.
Por el otro lado, la bajada de frecuencia fue también muy elevada, pero eso causó que un gran consumidor de Francia (unos 1.300 MW) y otro de Italia (de unos 404 MW) tuviesen que parar su producción (con consecuencias económicas), mientras otras centrales se tuvieron que poner en marcha.
Los sistemas de defensa (ante problemas eléctricos) franceses e italianos actúan ante casos de bajada de frecuencia parando consumidores, y se consideran sistemas de emergencia del nivel más alto, dónde ningún sistema de estabilización ya puede actuar, y son el último recurso antes de los apagones generalizados. En alrededor de 40 minutos, los sistemas desconectables volvieron a ser conectados.
También se activaron sistemas de generación que estaban consumiendo gas pero no producían nada. La hidroeléctrica también jugó un papel clave, puesto que tenía bastante capacidad ociosa lista para ser utilizada. En este caso, además, la ayuda de las conexiones DC permitieron que el sistema nórdico metiese 535 MW más otros 57 MW provenientes del Reino Unido. Que dichas conexiones fuesen en DC redujo mucho el impacto en los países de origen de la potencia.
De hecho, la desconexión entre ambos bloques no fue total: una parte de potencia continuó fluyendo desde la zona con sobre producción a la zona falta de potencia a través de los enlaces DC, otra razón que mitigó el impacto de la separación.
La rapidez de respuesta, especialmente con el corte de 1,7 GW de consumo en Italia y Francia, hizo que la caída de frecuencia fuese rápida, corta, y más estable que la contrapartida en el otro lado, volviendo a los 50 Hz en alrededor de 25 minutos. Pero eso no es todo, también hay que comentar que en la red de reparto de 110 KV se produjeron apagones y la separación de varias subredes y subestaciones debido al cambio de flujo de potencia.
Estos ‘efectos secundarios’ debido a los transitorios (un transitorio es algo que ocurre rápidamente, pero que se ‘arregla rápido’, como el pico enorme de sobrefrecuencia en el lado sudeste) implicaron más cortes de producción: 388 MW en Croacia y 600 MW en Bosnia Herzegovina. Y también desconexiones de carga, 163 MW en Rumanía y 21 MW en Croacia.
Este efecto también causó problemas similares en el lado noroeste: 348 MW de generación en Rumanía fueron parados, 28 MW de consumo en el mismo lado del mismo país fueron desconectados, y 20 MW de consumo en Hungría. Aún hay más. Sistemas alejados también tuvieron sus repercusiones. Alrededor de 3.292 MW más de producción se desconectaron de la zona sureste, mayormente repartidos entre Grecia (1.350 MW) y el resto de Turquía, 1.155 MW a añadir a los 975 MW anteriores. El resto hasta alcanzar los 3.292, unos 787 MW, estaban ‘embebidos’, es decir, pequeños productores (fotovoltaica y otros).
En el lado occidental, 620 MW de producción, de los cuales 341 eran ‘embebidos’ se tuvieron que desconectar en lugares como Polonia, Austria, República Checa y Eslovaquia.
Un par de efectos secundarios son de mencionar: primero, falló la conexión DC entre España y Francia, pero por problemas de parametrización. Aún así, ese fallo causó un rebalanceo del orden de 1.400 MW.
Segundo, una central en Portugal tuvo que parar. Y la única explicación posible es debido precisamente a los patrones de interferencia de ondas, puesto que Portugal estaba en una zona falta de potencia, no con exceso, y muy alejada de la zona de separación.
Hay otro gráfico en la página 87, básicamente un ‘zoom’ alrededor de la situación justo en los segundos y minutos tras la separación, dónde se pueden observar los vaivenes típicos de la frecuencia debidos al sistema de control, que intenta regularlo todo de nuevo, resaltados en rojo. 
Este tipo de respuesta es habitual en controles tipo PID (los más habituales), y en este caso demuestran que no están precisamente muy optimizados, ya que tienen mucho sobreimpulso.
Este efecto oscilatorio es algo que se ve muy amplificado debido precisamente a la presencia de renovables no controlables, muy especialmente fotovoltaica (afortunadamente, ese día no era una gran productora), y es el punto más crítico donde se aporta inestabilidad, en lugar del aporte estabilizador necesario.
Esta es la estructura de producción de España justo ese día. Apenas imperceptible en el bloque verde (eólica) hay un pico que parece ser esa gota que hizo derramar la inestabilidad.
Si uno se fija, para compensar hubo una subida bastante brusca de producción hidroeléctrica y de gas alrededor de la hora del corte europeo: 971 MW más de ciclos combinados, y 792 de hidroeléctrica, un total de 1.763 MW de sobreproducción para compensar una caída de importación de 1.954 MW fruto del desacoplo.
La importación de energía en ese día no era precisamente baja, estando por encima de la generación por ciclos combinados.
A partir de aquí, el mismo texto mencionado saca ciertas conclusiones importantes, en las páginas 135 y 136. La primera, que la red estaba ya en los límites de la estabilidad con un flujo relativamente pequeño. La segunda, derivada de la primera, que hace falta que se tenga mucho más en cuenta los límites de estabilidad dinámica del sistema que no simplemente los trasvases de potencia entre países limítrofes. Estos dos refuerzan la explicación dada en la primera parte de este artículo.
La tercera conclusión, es que reduciendo las centrales convencionales, y por tanto la inercia disponible (con su efecto estabilizador), hace falta empezar a trabajar en soluciones que proporcionen estabilidad a la red.
La cuarta, consecuencia de la tercera, es que los sistemas de potencia de acción rápida necesitan ayuda más allá de los sistemas clásicos (las ya conocidas centrales despachables) si hay que aumentar la transferencia de potencia entre regiones distantes.
Otra importante, es que hay que aumentar el control (y la complejidad asociada), así como la centralidad de la gestión, yendo más allá de los sistemas actuales de supervisión, control y gestión, y con modelos nuevos más sofisticados y complejos.
Y, para acabar, recalcan que con la transición energética este tipo de problemas van a ir a más, debido a mayores flujos de potencia necesarios, a una mayor inestabilidad de los sistemas instalados, y que en ese contexto hace falta aumentar los sistemas que aporten estabilidad a la red, implicando de forma indirecta que dicha transición va justo en sentido contrario.
Traducción literal:
“Grandes flujos de potencia paneuropeos y la subsiguiente bajada del margen de estabilidad fueron cruciales para el incidente, lo que revela e ilumina la visión sobre el futuro de los sistemas de potencia en Europa. Con la transición energética en curso, grandes flujos de potencia de largo alcance a nivel paneuropeo van a incrementarse más en amplitud y ocurrencia”.
Conclusiones que podemos sacar del incidente:
- Un flujo internacional Sudeste → Noroeste de sólo 5,8GW ya estresa la red eléctrica europea poniéndola en el límite del margen de estabilidad de fase. Muy poco.
- Cambios de última hora en la estructura de producción debido al aumento del viento, estresan más algunos nodos que otros.
- Cambios similares en Italia, que reestructura su balance de importación desde los Balcanes, causa todavía más estrés en un nodo lejos de Italia.
- La inestabilidad meteorológica en España se traduce en inestabilidad eléctrica en la red que llega al nodo estresado, muy probablemente siendo la gota que colma el vaso.
- Esa inestabilidad hace saltar uno de los enlaces entre las dos partes que se separaron, causando un fallo en cascada, fichas de dominó, debido a que se rebasó el margen de estabilidad de fase, que justo según el mapa de calor estaba en la zona por la que se dividió la red europea.
- Tras la separación, el flujo de potencia causó una diferencia de frecuencias enorme (según los parámetros eléctricos) entre ambas partes, generando inestabilidad local en cada una de las dos regiones, y que obligaron a tomar medidas drásticas.
- La inestabilidad, por efectos relativistas, causó problemas en sitios tan alejados de la zona de falla como Portugal o Turquía, además de efectos controlables en el Reino Unido y la península escandinava, la gran proveedora de sistemas de acción rápida ante este tipo de emergencias, básicamente hidroeléctrica. Eso demuestra que los efectos relativistas son importantes.
- Un fallo de ajuste (literalmente demasiado ajustado) hizo que la perturbación hiciese saltar una conexión entre Francia y España.
- La rápida actuación de sistemas, tanto de corte (décimas de segundo) como de soporte de frecuencia, es decir generación despachable que o bien estaba por debajo de potencia nominal o directamente lista para entrar en caso de emergencias como esta, permitió que la cosa no se descontrolase más.
- Las conexiones en DC entre varios países ayudaron a estabilizar la situación, entre otras cosas porque no se desconectaron las dos que había entre las dos secciones.
Por tanto, a partir de dicho documento podemos confirmar:
- Que la estabilidad de fase quede en entredicho con tan poca potencia relativa, demuestra la teoría de los efectos relativistas expuestos en esta entrada.
- Que la estabilización se ha producido gracias a los sistemas controlables y despachables queda demostrado.
- Que las renovables y las políticas de meter todo lo que se produzca de renovables por encima de los sistemas despachables son un problema también queda resaltado.
- El documento insiste varias veces en que hay que añadir y reforzar la capacidad de proporcionar control (o sea, capacidad de despacho) a la red.
- El documento recalca varias veces que un aumento de renovables debe ir acompañado de un aumento de sistemas despachables de control de la red.
- El documento resalta la importancia evidente de la coordinación y control centralizado de toda la red eléctrica, justo lo contrario del concepto de ‘independencia energética’ que se explica.
- Las políticas energéticas que se proponen se basan única y exclusivamente en aumentar la producción de sistemas renovables eléctricos que no aportan control, a costa de reducir o eliminar todos aquellos sistemas que aportan despachabilidad, control y estabilidad a la red, justo lo contrario que pide el documento en sus conclusiones.
- En dichas conclusiones, el documento recalca la necesidad de estos sistemas de control y que las políticas futuras de energía renovable tienen que tener en cuenta desde ya mismo este efecto, justo lo contrario de lo que nuestros dirigentes están pidiendo.
- Queda patente que hace falta un sistema mejor de previsión de la demanda, pero, sobre todo, de previsión de la producción, especialmente en la azarosa renovable intermitente y descontrolada, que es la mayor causante de los desajustes entre lo planificado y la realidad.
- Que la red europea, considerada una de las más grandes del mundo, no es capaz de integrar con suficiente capacidad las renovables bajo su área de influencia. Ya ha quedado demostrado que muchas veces no hace viento en toda Europa, y resulta obvio que hay pocas horas de diferencia en lo que es la exposición solar. Y sin embargo, ya se está cerca del límite de estabilidad de la red.
Queda demostrado por lo expuesto, que la integración espacial, los efectos relativistas, y las particularidades de las renovables no suman tal y cómo se propone por parte de aquellos fervientes defensores de las renovables.
Eso implica que los intercambios internacionales, la integración, no puede ir mucho más allá de una fracción de la potencia consumida por cada red.
Las dimensiones de una red para que sea manejable son reducidas, más o menos, al tamaño medio de un país europeo.
Eso implica que cada país o región, a parte de una modesta interconexión con los países limítrofes, a ser posible con enlaces DC, debe ser lo más autosuficiente posible en cuanto a producción energética despachable.
Y, a fecha de 2022, sólo hay una opción para esto último: centrales de gas, bien ‘peakers’, bien ciclos combinados.
Inciso:
Un poco antes en este mismo artículo, así como en algunas ocasiones del post anterior, se ha mencionado el ‘sistema de control’ que utilizan las centrales eléctricas para mantener la estabilidad, llegando a comentar un cierto tipo clásico de control, el Proporcional – Integral – Derivativo o PID. Ese sistema de control, así como otros, son una de las bases de la Teoría de Servosistemas, que a su vez es un derivado, una pequeña parte de otra rama científica conocida como Dinámica de Sistemas.
Es algo muy conocido en el mundo científico y es aquella parte de la ciencia que nos ha traído el GPS, los drones, los sistemas de guiado de armas, los pilotos automáticos, los relojes ultra precisos, y sobre todo la maquinaria robótica.
En ese pequeño submundo, estos sistemas de control pueden ser muy avanzados, pero uno de los detalles importantes en su funcionamiento, se basan el ciertos factores a tener en cuenta. Entre esos factores básicos, en una central eléctrica, está precisamente la capacidad de potencia de la misma, la que puede llegar a producir en un momento, y las consecuencias teóricas de dicha producción.
En ese sentido, cuando se nota una bajada de frecuencia, el sistema calcula cuanta potencia tiene que añadir para subirla al valor necesario.
Hasta ahí, bien, nada nuevo.
Pero ahí es dónde entra el problema de la fotovoltaica y algunos (bastantes) sistemas eólicos, que imita, mimetiza el comportamiento de la central que tengan más próxima.
Si el sistema de control ‘calcula’ que tiene que añadir, pongamos 100 MW, y actúa en consecuencia, el resultado puede ser bastante diferente: puede haber cientos de MW de fotovoltaica que ‘imite’ dicho comportamiento, y por tanto el resultado sea una sobrereacción o sobreimpulso de frecuencia, puesto que el sistema de control de la central no puede tenerlo en cuenta en ningún momento.
Eso tiende a generar oscilaciones en la frecuencia como las que hemos visto en alguna gráfica de este post. Ese punto no se analiza ni en este artículo, ni en ninguno de los artículos de los organismos europeos. Dado que discutir esto es largo y dada la extensión ya de este mismo artículo, dejaremos este tipo de discusiones para más adelante, y basándonos en los generadores eólicos.
Conclusiones:
Aunque sea someramente, esta entrada ha intentado explicar (o, mejor dicho, redirigir algunos puntos complejos a otras fuentes mejor explicadas) que tenemos limitaciones en cuanto a la distancia a la que se puede exportar potencia eléctrica.
Hay que recalcar que en aras de la claridad, toda esta entrada está sumamente simplificada.
También hemos visto cómo el intentar utilizar las renovables exige que dichas distancias aumente más allá de lo técnicamente factible y económicamente viable. Además queda claro que trastoca de forma muy importante el Orden Mundial, con nuevas dependencias.
Se ha analizado un documento redactado por personal muy competente de la Unión Europea dónde se pueden contrastar los datos reales en Europa con un caso particular de problema que sustentan las hipótesis explicadas en esta entrada.
En dicho documento, los expertos europeos en la distribución eléctrica hacen hincapié, precisamente, en la necesidad de aumentar los sistemas controlables de generación de energía desde ya mismo (¡a fecha de Enero de 2021!) en previsión a las necesidades de las renovables, sin entrar en la inestabilidad que dichas renovables generan, pero dejando claro que estabilidad no aportan.
De ahí la necesidad de aumentar la capacidad despachable.
En el fondo, todo esto básicamente tiene una implicación: las renovables eléctricas intermitentes y descontroladas no nos aportan lo que necesitamos, así que necesitamos sistemas despachables.
Peor aún: en caso de optar por sistemas de almacenamiento, éstos deben ser muy grandes y capaces, y LOCALES. Mucho más que lo que muchos pro-renovables quieren aceptar (del orden de dos órdenes de magnitud o más, entre 400 y 900 veces más), especialmente dado que habitualmente se apoyan en cierto estudio que se ha demostrado erróneo (por el mismísimo IPCC), por no decir directamente ‘fake’.
Indirectamente, a partir de la hipótesis explicada, se deduce que poner renovables intermitentes y descontroladas dónde a uno le da la gana va en contra de las necesidades de la red, además de aumentar las pérdidas, reducir la eficiencia, y obligar a aumentar mucho la complejidad de la red de distribución.
Eso implica que el despliegue renovable no se puede dejar al azar, sino que se debe gestionar correctamente, y con muchos criterios técnicos, no políticos.
También queda demostrado que hace falta un sistema mucho más centralizado de control y gestión, lo cual, de nuevo, va en contra de lo que se nos promulga desde los altares.
Básicamente, entre estas dos entradas de este bloque, queda claro que las renovables traen muchos más problemas asociados que no están en el foco ni en la discusión, y que con ellos vienen limitaciones tanto de carácter técnico como económico y político. Limitaciones que llevan ya un tiempo causando cortes de luz y problemas de suministro en California, y en China durante 2021.
Y aún así, aún falta por ver cómo se han estructurado los sistemas de generación y de distribución hasta ahora, y los cambios que conllevan las renovables en el cambio de paradigma asociado.
Por eso en la siguiente entrada estudiaremos cómo se ha dimensionado hasta ahora un sistema de producción y distribución, y cómo la entrada de renovables trastoca todos los criterios y sistemas, cómo eso implica un cambio sustancial en la red de distribución, y cómo esto además tiene muy serias repercusiones que configuran desde hace tiempo el concepto de Smart Grids y demás parafernalia asociada.