Source: The Conversation – (in Spanish) – By Kumar Mahtani, Profesor, Universidad Politécnica de Madrid (UPM)
El lunes 28 de abril de 2025 pasará a la historia. Todo el sistema peninsular de España y Portugal, así como parte del sur de Francia, sufrió un apagón eléctrico durante más de 10 horas, que desencadenó un episodio de colapso de los servicios básicos sin precedentes. Al hilo de este evento, analizaremos cómo se evalúa la fiabilidad de un sistema eléctrico y, en el caso más extremo de un cero total (un apagón completo en la red), cómo se restaura el sistema eléctrico.
Evaluaciones periódicas del sistema eléctrico
A pesar de la diversidad de hipótesis existentes sobre la causa del apagón, todas ellas tienen algo en común: se superaron las exigencias de fiabilidad del sistema eléctrico. Estas están determinadas por la normativa y establecidas y controladas por el operador del sistema (Red Eléctrica de España). El concepto de fiabilidad del sistema eléctrico se compone, a su vez, de dos conceptos clave: la “idoneidad” y la “seguridad”.
El concepto de “idoneidad” está relacionado con la capacidad del sistema para suministrar la demanda necesaria en régimen permanente. El operador del sistema realiza periódicamente estudios de contingencias, consistentes en evaluaciones sistemáticas del sistema eléctrico cuando se retiran ciertos elementos del sistema (una línea, un transformador, un generador, etc.), asegurando, en cada caso, que las consecuencias en cada parte del sistema permanecen dentro de límites aceptables.
Las contingencias que se evalúan en estos estudios son incidencias en líneas y puntos de confluencia (nudos), y permiten planificar el desarrollo de la red eléctrica de forma adecuada.
Por otro lado, encontramos el concepto de “seguridad”, vinculado con la capacidad del sistema para soportar perturbaciones dinámicas. El operador del sistema también evalúa esta propiedad periódicamente mediante estudios de estabilidad transitoria.
En estos estudios se caracterizan, ante diferentes contingencias, las oscilaciones de los parámetros de control del sistema eléctrico: frecuencia, tensiones en los nudos y niveles de carga en los elementos de red como líneas y transformadores. Entre las contingencias que se evalúan encontramos la pérdida intempestiva de generadores eléctricos (grupos de generación) o los cortocircuitos en la red.
La seguridad del sistema eléctrico
Sin embargo, los análisis anteriores tienen cierta naturaleza probabilística, por lo que no es totalmente descartable que puedan ocurrir eventos que pongan en jaque el concepto de seguridad. En los casos más graves como el pasado 28 de abril, estos sucesos pueden desencadenar desconexiones de partes significativas de la red.
La adopción de medidas para mejorar la estabilidad de los parámetros de control del sistema eléctrico, y evitar así las reacciones en cadena, es indispensable. Dichas medidas adquieren aún mayor importancia en el contexto actual de desplazamiento de la generación convencional basadas en alternadores (tradicionalmente garantes de la estabilidad del sistema) hacia la introducción masiva de energías renovables basadas en convertidores.
El mantenimiento de una banda de generación síncrona que resulte suficiente en todo momento, procedente de la generación eléctrica convencional, junto con técnicas adicionales de compensación, como las basadas en compensadores rotativos o alternativamente en electrónica de potencia, resultan ineludibles para garantizar la seguridad en este contexto.
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Estados del sistema eléctrico
En casos de contingencias que afecten a la seguridad del sistema, como es evidente que ocurrió el pasado 28 de abril, el sistema eléctrico puede encontrarse en estado “de alerta”, “de emergencia” o “de reposición”, según los valores adoptados por los parámetros de control.
En los estados de alerta y de emergencia, la prioridad del operador del sistema es devolverlo al estado normal de los parámetros de control. Por ejemplo, para el parámetro de la frecuencia, es posible restaurar el equilibrio mediante técnicas que acerquen la producción de energía a la demanda. Esto puede realizarse actuando en tiempo real sobre la producción gestionable (grupos térmicos, hidroeléctricos, etc.), o bien sobre la demanda, mediante el deslastre selectivo de carga, consistente en la desconexión de ciertos consumidores con el objetivo de reducir esa demanda.
Sin embargo, en el caso extremo de pérdida de suministro en una zona eléctrica (cero zonal) o en la totalidad del sistema eléctrico (cero nacional), se entraría en estado de reposición. En este estado, que no tenía precedentes en España hasta el pasado 28 de abril, ya no es posible adoptar las medidas de operación previstas para los estados de alerta y emergencia, siendo la prioridad del operador la reposición ordenada, segura y rápida del servicio desde cero.
La reposición del servicio eléctrico
La reposición del servicio eléctrico desde cero debe realizarse según una planificación adecuada. En la primera etapa, se establecen diversas “islas” de generación alimentadas desde centrales eléctricas que permitan el arranque autógeno, es decir, sin necesidad de estar conectadas a la red. Existen diversas centrales eléctricas gestionables que incluyen capacidad de arranque autógeno.
Las centrales hidroeléctricas se revelan como las favoritas para esta tarea, ya que son las que necesitan menor potencia para alimentar los servicios auxiliares que permiten el arranque de los grupos principales. La energía para el arranque autógeno puede proceder de grupos electrógenos o, incluso, de baterías u otras formas de almacenamiento de energía eléctrica.
Una vez que estas plantas entran en funcionamiento, es el turno de las restantes fuentes de generación gestionables, como pueden ser los grupos térmicos o nucleares. La alimentación de las diferentes áreas también puede proceder de interconexiones con otros sistemas en funcionamiento, como Francia y Marruecos, en el caso del sistema peninsular.
Finalmente, en una segunda etapa, se procede a la sincronización de las diferentes “islas” entre sí para formar la red completa. Todo este proceso, realizado de forma escalonada, explica que la reposición del servicio no sea simultánea en todo el sistema.
Sin duda, la reposición es una ardua tarea, que requiere una coordinación precisa entre los diferentes agentes implicados en el sistema eléctrico (operador del sistema y transportista, generadores, distribuidoras, etc.) y tiempos, como hemos visto, de hasta 10 horas para un sistema de la magnitud del peninsular. Horas en las que, por cierto, hemos podido tomar conciencia sobre la importancia de la electricidad en nuestras vidas.
Kumar Mahtani Mahtani recibe fondos estatales (AEI) y comunitarios (Unión Europea) en el marco de su participación en proyectos de concurrencia competitiva.
– ref. ¿Cómo se evalúa la fiabilidad del sistema eléctrico? – https://theconversation.com/como-se-evalua-la-fiabilidad-del-sistema-electrico-255897