Analizando cómo afecta la introducción de renovables a la red eléctrica en islas

• Un estudio realizado por investigadores del IFISC plantea un modelo que emula el comportamiento de la red eléctrica con gran producción renovable.
• Los investigadores utilizaron como caso de estudio el aumento de generación eólica en Gran Canaria.

Un nuevo estudio realizado por científicos del IFISC (CSIC-UIB), desarrollado en el contexto del proyecto europeo VPP4ISLANDS y publicado en IEEE Transactions on Sustainable Energy, plantea un modelo que emula cómo se comporta la red eléctrica cuando se introduce en ella una gran cantidad de generación renovable variable. Los investigadores validaron el modelo en base a datos actuales de Gran Canaria y analizaron el aumento del parque eólico de la isla. 

La frecuencia de una red eléctrica constituye un buen indicador del balance existente en cada momento entre la generación eléctrica y la demanda de consumo. Al no contar con métodos eficientes de almacenamiento de la energía eléctrica, el escenario actual es uno en el que la generación se adapte a la demanda en tiempo real. Esto supone muchos retos tecnológicos, especialmente si se quiere aumentar el porcentaje de energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables variables como el sol o el viento. Una de las dificultades a la hora de aumentar el porcentaje de generación renovable es que la producción depende de factores ambientales y no está disponible de manera instantánea en cualquier momento que se necesite. Saber cómo la red, y concretamente su frecuencia, responderá ante un incremento de la generación renovable variable es clave para plantear una transición hacia un mundo más sostenible.  

Para estudiar cómo se comportará la frecuencia con estos cambios, los investigadores plantearon un modelo que reproduce la red eléctrica en Gran Canaria como ejemplo paradigmático de isla. En este modelo se plantea una red en la que cada nodo corresponde a una central o subestación eléctrica. Las centrales se las supone con generación convencional de energía, incluyendo capacidad de control. Concretamente, en el caso de Gran Canaria son de ciclo combinado, turbinas de gas y vapor, y motores diésel. El modelo se ha validado en base a datos reales de demanda, de generación y de fluctuaciones de frecuencia.  

Para comprobar cómo la introducción de renovables en la red eléctrica afectaría a la estabilidad de ésta, los investigadores simularon qué ocurriría en un escenario con una mayor generación eólica, es decir aumentando el parque eólico instalado. Haciendo esto, observaron que las fluctuaciones en la frecuencia de la red estarían muy por encima de los límites establecidos. Estos límites, regulados por ley, existen para garantizar la integridad de la infraestructura, que podría dañarse si las desviaciones de frecuencia de la red sobrepasan cierto valor. Llegado el caso, se debería cortar el suministro y generación de algunas zonas de la red para evitar el colapso. 

Con el objetivo de reducir las variaciones de frecuencia, los investigadores aumentaron el control secundario de las plantas convencionales. De esta forma se puede estimar qué medidas deberían tomarse en un escenario futuro para evitar que aumentar el parque eólico afecte a la infraestructura de la red. Estas estimaciones se realizan tanto para verano como invierno. Además de comprobar qué controles sería necesario implementar, el modelo permite comprobar qué líneas de transmisión es necesario actualizar o reforzar para que estén preparadas para un escenario con mayor adopción eólica. El modelo puede generalizarse y en futuros trabajos se plantea su aplicación al caso de las islas Baleares para avanzar hacia una generación eléctrica más sostenible. 

M. Martínez-Barbeito, D. Gomila and P. Colet, "Dynamical Model for Power Grid Frequency Fluctuations: Application to Islands with High Penetration of Wind Generation", IEEE Transactions on Sustainable Energy, doi: 10.1109/TSTE.2022.3231975.