Microred del Teide: una pequeña gran lección para Canarias

La microred del Teide parece, a primera vista, una instalación relativamente sencilla: paneles solares, baterías y varios edificios públicos que dejan de depender permanentemente de grupos electrógenos. Pero detrás de esa imagen hay algo bastante más interesante. En El Portillo no se ha instalado solamente generación renovable. Se ha creado, a pequeña escala, un verdadero sistema eléctrico capaz de producir su propia tensión y frecuencia y de gestionar generación, almacenamiento, consumo y respaldo.

El Gobierno de Canarias anunció a finales de julio la culminación de la actuación. Según la información oficial, la instalación permite proporcionar suministro permanente mediante energía solar y almacenamiento, reduciendo prácticamente por completo la dependencia de los grupos electrógenos. La actuación, financiada parcialmente mediante fondos NextGenerationEU, supone además una experiencia especialmente interesante en un territorio aislado y ambientalmente tan sensible como el Parque Nacional del Teide.

Hasta aquí podríamos quedarnos con una buena noticia ambiental. Sin embargo, cuando abrimos el proyecto técnico que dio origen a esta instalación, aparece una historia mucho más instructiva. El Teide nos permite explicar con un ejemplo real algo que suele perderse en el debate sobre la transición energética: producir electricidad renovable es solo una parte del problema; construir con ella un sistema eléctrico autónomo es bastante más complejo.

La microred del Teide no es simplemente autoconsumo

El IDAE explica el autoconsumo como la producción de electricidad destinada al consumo propio. Puede incorporar baterías o no hacerlo. En una instalación convencional conectada a la red, además, esa red exterior continúa proporcionando algo que normalmente no vemos: tensión, frecuencia, referencia eléctrica y capacidad para absorber o entregar energía cuando generación y consumo no coinciden.

Una microred aislada, como la del Teide, debe resolver todas esas funciones por sí misma. En El Portillo ya existía una red subterránea de baja tensión que enlazaba diferentes edificios del Parque. Antes de plantearse la microred, esa infraestructura podía alimentarse desde tres grupos electrógenos diferentes, aunque solamente uno podía conectarse simultáneamente. El proyecto describe un suministro ordinario limitado básicamente al horario comprendido entre las 8:00 y las 16:00.

La solución propuesta aprovecha esa red existente para distribuir la energía fotovoltaica, incorporar almacenamiento y mantener un generador de respaldo. Por tanto, la diferencia es sustancial: el autoconsumo produce electricidad para consumirla localmente; una microred tiene que comportarse como una red eléctrica y mantenerla funcionando aunque no exista ninguna red exterior a la que apoyarse.

¿Quién crea los 400 voltios y los 50 hercios?

En una instalación fotovoltaica convencional conectada al sistema eléctrico, el inversor encuentra ya una onda de tensión a la que sincronizarse. Mide frecuencia, tensión y fase, y adapta su producción a esas condiciones. Si desaparece esa referencia exterior, normalmente deja de funcionar por razones de seguridad.

En El Portillo la situación es distinta. El proyecto establece expresamente que los inversores-cargadores Sunny Island previstos son los encargados de conformar la red de corriente alterna y regular su tensión y frecuencia. Los equipos se organizan en una arquitectura Multicluster, formada por agrupaciones trifásicas de inversores que trabajan coordinadamente.

Eso es lo que actualmente denominamos comportamiento grid-forming. Los inversores fotovoltaicos desempeñan después otra función: encuentran esa red ya creada y producen electricidad sincronizándose con ella. Dicho de una forma sencilla, los inversores de batería crean la referencia eléctrica y los fotovoltaicos trabajan sobre ella.

La diferencia es fundamental. En Canarias Sostenible ya hemos analizado los BESS grid-forming y por qué una batería no se convierte automáticamente en un recurso formador de red. Puede disponer de mucha energía almacenada y, sin embargo, utilizar una electrónica configurada únicamente para seguir una red creada por otros equipos.

Cuando sobra sol, la frecuencia también sirve para comunicarse

El proyecto de la microred del Teide, contiene otro detalle especialmente interesante. Imaginemos una situación de elevada producción fotovoltaica, escaso consumo y baterías próximas a su carga máxima. La electricidad que producen los paneles tiene que reducirse porque el sistema ya no dispone de capacidad para absorberla.

La arquitectura proyectada utiliza para ello Frequency Shift Power Control. Los inversores-cargadores modifican ligeramente la frecuencia de la red y los inversores fotovoltaicos interpretan esa variación como una señal para reducir progresivamente su potencia. De este modo se consigue mantener el equilibrio sin necesitar una comunicación directa y permanente de órdenes de potencia entre todos los equipos.

Es una demostración bastante elegante de las posibilidades de la electrónica de potencia. La frecuencia deja de ser únicamente una variable que queremos mantener próxima a 50 Hz y pasa a participar en la gestión de la generación. Al mismo tiempo, nos recuerda que la estabilidad de una microred renovable depende de la coordinación entre convertidores, baterías, generación y sistemas de control.

Almacenar energía y garantizar respaldo son dos cosas diferentes

El proyecto original estaba concebido de forma modular. En una primera fase planteaba dos clústeres trifásicos, seis inversores-cargadores y seis baterías BYD B-Box Pro 13.8. La segunda fase añadía otros dos clústeres, alcanzando doce inversores y doce baterías.

El almacenamiento permite trasladar energía en el tiempo, pero una batería no garantiza automáticamente el suministro. Tiene que disponer de energía suficiente, pero también de potencia adecuada para afrontar las cargas máximas y sus transitorios. Además, su estado de carga en el momento de una perturbación puede resultar tan importante como su capacidad nominal.

Por eso el proyecto original conservaba un grupo electrógeno como último nivel de respaldo. Preveía un grupo de 40 kVA durante la primera fase y otro de 60 kVA en la segunda. Su arranque sería automático cuando el estado de carga de las baterías fuese insuficiente, pudiendo alimentar simultáneamente la red y recuperar la energía almacenada.

La instalación finalmente ejecutada ha evolucionado respecto de aquel proyecto y no debemos confundir automáticamente los equipos especificados inicialmente con los que se encuentran hoy en servicio. Sin embargo, la filosofía general resulta muy clara: solar cuando existe recurso, baterías para equilibrar generación y consumo, electrónica para crear y gestionar la red y un respaldo adicional para garantizar la continuidad cuando sea necesario.

El problema menos visible: qué ocurre durante un cortocircuito

Aquí comienza probablemente la parte más interesante de la microred del Teide. Cuando se produce un cortocircuito en una red convencional alimentada por un transformador potente o por alternadores síncronos, la corriente puede aumentar extraordinariamente durante los primeros instantes. Esa situación genera esfuerzos térmicos y electrodinámicos importantes, por lo que normalmente pensamos en la corriente de cortocircuito como algo que debemos limitar.

Pero esa elevada corriente cumple también una función muy útil: permite reconocer rápidamente que existe una avería. Un magnetotérmico, un fusible o un relé de protección puede distinguir con facilidad una corriente normal de funcionamiento de otra varias veces superior provocada por un defecto.

Los inversores trabajan de otra manera. Sus semiconductores no están diseñados para soportar durante mucho tiempo corrientes varias veces superiores a su intensidad nominal, de modo que la electrónica limita rápidamente la corriente aportada. El resultado introduce una paradoja que será cada vez más importante en los sistemas eléctricos renovables: una corriente de cortocircuito demasiado pequeña también puede convertirse en un problema.

Tener un interruptor de 16 kA no significa que el fallo se detecte mejor

El proyecto de El Portillo incorpora fusibles, magnetotérmicos, diferenciales y protecciones contra sobretensiones. También desarrolla la puesta a tierra y adopta un esquema TT para la red de corriente alterna. Encontramos protecciones de diferentes calibres, así como un interruptor general de 200 A y protecciones específicas para baterías e inversores.

Todo ello es necesario, pero el poder de corte de una protección responde únicamente a una parte del problema. Un interruptor con capacidad para interrumpir 16 kA puede abrir con seguridad esa corriente si llega a producirse, pero eso no significa que una microred basada en electrónica vaya a suministrarla. La cuestión verdaderamente importante es saber si existirá corriente suficiente para provocar el disparo de la protección apropiada antes de que los propios inversores limiten o interrumpan su aportación.

La memoria justificativa analiza los conductores frente a cortocircuitos y establece protecciones contra sobrecargas y defectos. Sin embargo, en la documentación disponible no aparece un estudio completo de corrientes máximas y mínimas de cortocircuito en todos los nudos de la red, ni una coordinación integral de las protecciones para las distintas configuraciones operativas.

Eso no permite afirmar que las protecciones estén mal diseñadas. La conclusión correcta es mucho más prudente: el proyecto define y dimensiona protecciones, pero con la documentación analizada no podemos verificar completamente cómo se coordinan ante todos los defectos posibles de la microred.

Proteger bien significa aislar el fallo, no apagar todo el sistema

Supongamos que aparece un cortocircuito en uno de los edificios de El Portillo. La solución correcta no consiste simplemente en hacer desaparecer la tensión. Lo deseable es que actúe la protección más próxima al defecto, se desconecte únicamente el circuito averiado y todos los demás servicios continúen funcionando.

Eso es la selectividad. En una red potente suele conseguirse coordinando protecciones y aprovechando niveles de cortocircuito suficientes para discriminar claramente los distintos defectos. En una red dominada por convertidores electrónicos el problema puede cambiar, porque las corrientes disponibles son menores y además evolucionan rápidamente durante la avería.

Si una protección local no consigue despejar el defecto antes de que reaccionen las protecciones internas de los inversores formadores de red, estos pueden terminar desconectándose para proteger su electrónica. El cortocircuito habrá desaparecido, pero existe la posibilidad de que también desaparezcan la tensión y la frecuencia de toda la microred.

Ahí aparece una diferencia importante entre eliminar una avería y eliminarla selectivamente manteniendo vivo el resto del sistema. El propio proyecto deja, además, fuera de su alcance el diseño de la red subterránea existente y el proyecto de los grupos electrógenos, que se remiten a documentación independiente. Sin esos documentos no podemos reconstruir completamente impedancias, protecciones aguas abajo y contribuciones de las distintas fuentes.

La puesta a tierra tampoco es un detalle secundario

El proyecto adopta un esquema de conexión a tierra tipo TT. En esta configuración, el neutro de la fuente está conectado a tierra y las masas de los receptores disponen de una toma independiente. Para el sistema de generación se proyectan redes diferenciadas de tierra de masas y de neutro.

Esta arquitectura tiene consecuencias directas sobre la protección frente a contactos indirectos. En determinados defectos a tierra, la corriente puede ser mucho menor que en un cortocircuito metálico entre fases. En esos casos, las protecciones diferenciales adquieren una importancia fundamental, porque un magnetotérmico podría no recibir una corriente suficientemente elevada para efectuar un disparo rápido.

Es otro ejemplo de por qué una microred no se resuelve simplemente sumando equipos. La puesta a tierra, el tratamiento del neutro, las protecciones diferenciales y la coordinación con la red de distribución existente forman parte de la propia arquitectura eléctrica.

Y entonces aparece la inercia

Existe otro servicio del sistema eléctrico que normalmente permanece invisible para el consumidor. Los grandes generadores síncronos contienen rotores de muchas toneladas que giran ligados físicamente a la frecuencia de la red. Toda esa masa almacena energía cinética y, cuando surge repentinamente un desequilibrio entre generación y demanda, ayuda durante los primeros instantes a amortiguar la variación de frecuencia.

Eso es inercia física. Cuando la microred funciona únicamente mediante paneles, baterías e inversores, esa masa síncrona no está presente. Los inversores pueden reaccionar muy rápidamente y un equipo grid-forming puede regular activamente tensión y frecuencia, pero conviene no confundir conceptos distintos.

Formar una red no significa disponer automáticamente de la misma inercia que proporciona una máquina síncrona. Tampoco significa que el inversor esté emulando necesariamente una determinada inercia virtual. El proyecto de El Portillo explica cómo se crea y controla la frecuencia, pero no desarrolla estudios específicos de RoCoF, nadir de frecuencia o respuesta inercial.

En una microred de estas dimensiones puede no tener sentido trasladar directamente todos los análisis utilizados en un gran sistema eléctrico insular. Sin embargo, la diferencia resulta extraordinariamente útil para comprender el desafío que tendrá que resolver Canarias a medida que disminuya la generación síncrona convencional.

¿Qué ocurre si el sistema llega completamente a cero?

Existe todavía otra pregunta importante. Si una perturbación termina desenergizando por completo la instalación, alguien debe ser capaz de volver a establecer tensión y frecuencia antes de que puedan incorporarse los restantes generadores y consumidores.

Es lo que conocemos como black start, o arranque desde cero. La arquitectura basada en inversores formadores de red ofrece precisamente posibilidades muy interesantes en este terreno, porque las baterías pueden disponer de energía sin necesidad de que exista previamente una red exterior.

El proyecto de El Portillo describe equipos capaces de formar la red y contempla el arranque automático del grupo electrógeno. Sin embargo, en la documentación que hemos analizado no aparece desarrollada una secuencia completa de reposición desde cero que describa la energización inicial, incorporación progresiva de cargas, entrada de la fotovoltaica y eventual conexión del grupo.

De nuevo conviene mantener la precisión. No podemos concluir que la instalación carezca de capacidad de recuperación autónoma; solamente podemos afirmar que esa secuencia concreta no queda desarrollada en el proyecto disponible con el nivel de detalle necesario para analizarla.

Una pequeña red con las mismas preguntas fundamentales

Sería un error presentar El Portillo como una reproducción a pequeña escala del sistema eléctrico de Tenerife. Las potencias, distancias, cargas y contingencias son completamente diferentes. Sin embargo, detrás de esas enormes diferencias de escala aparecen algunas preguntas físicas sorprendentemente parecidas.

Cualquier sistema eléctrico necesita mantener tensión y frecuencia, equilibrar generación y consumo y responder adecuadamente a las perturbaciones. También debe proporcionar corrientes suficientes para identificar las averías, disponer de protecciones capaces de aislarlas y recuperar el servicio después de un colapso.

Durante décadas, muchas de esas funciones han venido asociadas de manera casi natural a las grandes máquinas síncronas. Cuando retiremos progresivamente centrales que queman combustibles fósiles, no tendremos que sustituir solamente los megavatios que producen. También tendremos que sustituir, mediante almacenamiento, electrónica de potencia, nuevos sistemas de control y otras tecnologías, los servicios eléctricos que hoy proporcionan esas máquinas.

Esa es precisamente una de las cuestiones que hemos tratado en Canarias Sostenible al analizar los BESS grid-forming y el papel que tendrán las nuevas tecnologías de almacenamiento en nuestros sistemas eléctricos aislados.

¿Qué servicios esenciales de Canarias podrían utilizar esta filosofía?

No todas las instalaciones esenciales necesitan convertirse en islas energéticas permanentes. Pero muchas podrían beneficiarse de una combinación de generación renovable, almacenamiento y capacidad de funcionamiento autónomo.

Instalaciones forestales, centros de coordinación de emergencias, repetidores de telecomunicaciones o dependencias situadas en lugares remotos constituyen candidatos evidentes. También podrían estudiarse determinados bombeos, depósitos, sistemas de telecontrol y otras infraestructuras del ciclo del agua donde la continuidad de algunos servicios resulte especialmente importante.

En hospitales, instalaciones de protección civil o infraestructuras críticas probablemente tendría más sentido otro esquema. Podrían permanecer normalmente conectadas al sistema eléctrico y disponer de una microred capaz de separarse temporalmente durante una emergencia, manteniendo únicamente las cargas prioritarias mediante generación local y almacenamiento.

La clave no estaría en intentar alimentar indefinidamente todos los consumos, sino en identificar qué servicios deben seguir funcionando pase lo que pase. A partir de ahí se dimensionarían potencia, almacenamiento, reservas, protecciones y sistemas de control. En determinadas instalaciones críticas seguiría siendo razonable conservar otras formas de respaldo mientras los estudios de seguridad así lo aconsejen.

Microred del Teide: una pequeña instalación con una gran enseñanza

Quizá lo más valioso de El Portillo no sean sus paneles solares ni sus baterías consideradas aisladamente. Lo realmente interesante aparece cuando comprendemos que, al desaparecer la red exterior, los propios equipos tienen que convertirse en sistema eléctrico.

Hay que crear tensión y frecuencia, equilibrar generación y consumo, almacenar energía y controlar los excedentes. También debemos detectar cortocircuitos, coordinar las protecciones, gestionar las puestas a tierra y disponer de procedimientos para recuperar la instalación después de una perturbación.

Nada de eso aparece automáticamente cuando instalamos más módulos fotovoltaicos. Y ahí está probablemente la mayor enseñanza que la microred del Teide puede ofrecernos para el futuro energético de Canarias.

La transición no consiste simplemente en sustituir megavatios térmicos por megavatios eólicos o solares. Consiste en construir un sistema diferente capaz de realizar todas las funciones del anterior sin quemar combustibles fósiles y sin renunciar a la seguridad, la estabilidad ni la calidad del suministro.

Podemos llegar a un sistema eléctrico canario prácticamente libre de combustibles fósiles. Disponemos de muchas de las tecnologías necesarias y otras siguen evolucionando rápidamente. Pero tendremos que diseñar expresamente funciones que durante décadas hemos recibido casi de manera implícita de las máquinas síncronas.

Producir electricidad renovable es la parte visible de la transición. Conseguir que esa electricidad sostenga un sistema seguro, protegible, estable y resiliente es el verdadero desafío.

¿Qué servicios esenciales de Canarias deberían ser los primeros en disponer de microredes renovables capaces de continuar funcionando durante una emergencia? Te leo en los comentarios.

Álvaro Medina
Seudónimo editorial de la persona responsable de Canarias Sostenible.
alvaro.medina@canarias-sostenible.es