Fuente: El Economista
Red Eléctrica afronta un problema en el control de tensión de sus líneas. La creciente integración de energías renovables y la caída de demanda está provocando unas elevadas oscilaciones en los niveles de tensión que pueden acabar provocando apagones.
La central Almaraz II (Cáceres) notificó ayer al Consejo de Seguridad Nuclear una parada automática de su planta. El suceso, que ocurrió mientras la unidad operaba a plena potencia, se produjo en la vuelta del regulador de tensión del generador a modo automático. Unas horas antes, dicho regulador se había pasado a manual por las oscilaciones registradas en la red de alta tensión. La caída de la tensión en el generador eléctrico hizo que saltaran las protecciones de la turbina y detuvo automáticamente el reactor.
Otro ejemplo de esta situación -sobrevenida por el nivel de las lluvias- se produjo durante la DANA de Valencia. La central de Cofrentes tuvo que bajar su potencia antes de que la inestabilidad en la tensión de la red -por la caída de torres- pudiera provocar una parada automática y actuó como sumidero de la energía reactiva que se generó para evitar un apagón.
La Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNMC) ha puesto sobre la mesa un análisis sobre la situación del control de tensión dentro de la revisión sobre la retribución de las redes.
La creciente integración de renovables ha supuesto un mayor aporte de energía reactiva al sistema. Por otro lado, la bajada del consumo ha reducido la necesidad de transporte de energía activa por las redes y ha provocado un menor consumo de energía reactiva, lo que ha derivado en un aumento en la tensión del sistema que lleva al regulador a prever escenarios en el corto y medio plazo donde este efecto podrá ir en aumento.
En el límite
La CNMC explica que las tensiones en la red de transporte no han sufrido variaciones significativas gracias a la aplicación de medidas de control de tensión, pero destaca que los valores se han mantenido en niveles elevados.
Para el organismo, “en algunos momentos, las tensiones de la red de transporte han llegado a alcanzar valores máximos cercanos a los umbrales permitidos por la normativa, llegando incluso a superarlos en momentos puntuales”.
Según relata Competencia, se ha llevado a cabo un plan de instalación de reactancias en la red de transporte, pero el uso de este recurso ha llegado al punto de agotamiento.
El organismo que preside Cani Fernández sostiene que el desacoplamiento de líneas de la red de transporte por control de tensión ha seguido la misma tendencia que el uso de reactancias, es decir, se han mantenido abiertas durante más tiempo en el sistema, aunque explica que se ha reducido en los últimos años por la instalación de estos sistemas de bloqueo.
Visto este diagnóstico, el supervisor indica que para mantener las tensiones dentro de los márgenes, durante los últimos años se ha intensificado la aplicación de medidas (reactancias y apertura de líneas) por lo que el sistema “está perdiendo margen de actuación ante posibles situaciones excepcionales” e indica que en ocasiones “se hace necesario conectar generación por restricciones técnicas por agotamiento de las medidas”. Es justo en este punto donde las centrales nucleares podrían convertirse en un jugador clave para mantener dicho control de tensión, según indican fuentes del sector.
La Comisión Nacional de Mercados y Competencia ha observado además que respecto a los proveedores del servicio de control de tensión se ha observado un margen de mejora.
El organismo desvela que durante los últimos años la señal de precios que se manda a los consumidores sobre la penalización por consumo de potencia reactiva ha llevado a la instalación de baterías de condensadores que, en muchos casos, ocasionan sobrecompensaciones en el consumo de reactiva y, debido a que se mantienen acopladas en el tiempo (incluso en las horas valle), tienen un efecto negativo sobre las tensiones del sistema cuando existen problemas de sobretensión.
Los más afectados serían los consumidores electrointensivos (siderúrgico y ferroviario) cuyas instalaciones disponen de baterías de condensadores que les permiten controlar la reactiva en las horas llano y punta, lo que fue incentivado en su momento para satisfacer las necesidades del sistema, pero que ahora no tienen capacidad para desconectar dichos equipos en el periodo valle. Para evitar la penalización, los consumidores tendrían que invertir entre 120 y 200 millones para sustituir los equipos por otros que aportasen una mayor flexibilidad.
La CNMC estima que la demanda es responsable del 13% de la reactiva vertida en la red y asegura que es la que está soportando el sobrecoste de las restricciones para resolver los problemas de tensión, que según los datos del organismo alcanzaron los 370 millones de euros en el 2022.
¿Qué es la energía reactiva y por qué la comparan con espuma de cerveza?
La energía reactiva aparece en las instalaciones eléctricas cuando se utilizan aparatos que necesitan crear campos magnéticos y eléctricos para su funcionamiento (motores de frigoríficos, ascensores, congeladores o los transformadores). Este energía provoca pérdida de potencia útil en las instalaciones, sobrecalentamiento de los conductores eléctricos, menor rendimiento de los aparatos eléctricos, caídas de tensión y perturbaciones en la red eléctrica, lo que induce una serie de costes que deben ser trasladados a los usuarios que los inducen, según la Comisión Nacional de Mercados y Competencia.
Con la instalación masiva de renovables, el sistema requiere hoy como prioridad reducir la inyección de reactiva en las horas valle. Por eso, la energía reactiva se compara a cuando pedimos una cerveza, pagamos por todo el vaso que equivaldría a la potencia aparente, pero la parte que más queremos (la cerveza), es la potencia activa. Y la espuma, lo que menos queremos, es la potencia reactiva.
