La Red Nacional es la red de transmisión de energía eléctrica de alto voltaje que sirve a Gran Bretaña , conecta centrales eléctricas y subestaciones importantes y garantiza que la electricidad generada en cualquier lugar de la red pueda usarse para satisfacer la demanda en otros lugares. La red sirve a la mayor parte de Gran Bretaña y algunas de las islas circundantes. No cubre Irlanda del Norte , que forma parte del mercado único de electricidad irlandés .
La National Grid es una red síncrona de área amplia que opera a 50 hercios. Existen interconectores submarinos con la Isla de Man , Irlanda del Norte, la República de Irlanda, Francia, Bélgica, los Países Bajos y Noruega.
Desde la privatización de la Junta Central de Generación de Electricidad en 1990, National Grid en Inglaterra y Gales es propiedad de National Grid plc . En Escocia, la red es propiedad de ScottishPower Transmission en el sur y de SSE en el norte. La infraestructura que conecta los parques eólicos marinos a la red es propiedad de los propietarios de transmisiones marinas . National Grid plc es el operador del sistema de transmisión para toda la red de GB. [1]
A finales del siglo XIX, Nikola Tesla estableció los principios de la distribución de energía eléctrica trifásica de alto voltaje mientras trabajaba para Westinghouse en Estados Unidos. [2] [3] El primer uso de este sistema en el Reino Unido fue por Charles Merz , de la sociedad de consultoría Merz & McLellan , en su central eléctrica de Neptune Bank cerca de Newcastle upon Tyne . Este se inauguró en 1901, [4] y en 1912 se había convertido en el sistema eléctrico integrado más grande de Europa. [5] El resto del país, sin embargo, siguió utilizando un mosaico de pequeñas redes de suministro.
En 1925, el gobierno británico pidió a Lord Weir , un industrial de Glasgow , que resolviera el problema de la ineficiente y fragmentada industria de suministro de electricidad de Gran Bretaña. Weir consultó a Merz y el resultado fue la Ley (de suministro) de electricidad de 1926 , que recomendaba que se creara un sistema de suministro de " parrilla nacional ". [6] La Ley de 1926 creó la Junta Central de Electricidad , que estableció la primera red de CA nacional sincronizada del Reino Unido, funcionando a 132 kV, 50 Hz.
La red se creó con 6.400 kilómetros (4.000 millas) de cables, en su mayoría aéreos , que conectan las 122 centrales eléctricas más eficientes. La primera "torre de rejilla" se erigió cerca de Edimburgo el 14 de julio de 1928, [7] y las obras se completaron en septiembre de 1933, antes de lo previsto y dentro del presupuesto. [8] [9] Comenzó a operar en 1933 como una serie de redes regionales con interconexiones auxiliares para uso de emergencia. Tras el paralelo no autorizado pero exitoso a corto plazo de todas las redes regionales por parte de los ingenieros nocturnos el 29 de octubre de 1937, [10] en 1938 la red estaba funcionando como un sistema nacional. Para entonces, el crecimiento del número de usuarios de electricidad era el más rápido del mundo, pasando de tres cuartos de millón en 1920 a nueve millones en 1938. [9] La red demostró su valía durante el Blitz , cuando Gales del Sur proporcionó energía a reemplazar la producción perdida de las centrales eléctricas de Battersea y Fulham . [9] La red fue nacionalizada por la Ley de Electricidad de 1947 , que también creó la Autoridad de Electricidad Británica . En 1949, la Autoridad Eléctrica Británica decidió mejorar la red añadiendo enlaces de 275 kV.
En sus inicios en 1950, el Sistema de Transmisión de 275 kV fue diseñado para formar parte de un sistema de suministro nacional con una demanda total prevista de 30.000 MW para 1970. La demanda prevista ya fue superada en 1960. Este rápido crecimiento llevó a la Junta Central de Generación de Electricidad (creada en 1958) para realizar en 1960 un estudio de las necesidades futuras de transmisión. [11]
En el estudio se consideró, junto con el aumento de la demanda, el efecto en el sistema de transmisión de los rápidos avances en el diseño de los generadores, que dieron como resultado centrales eléctricas proyectadas de 2.000 a 3.000 MW de capacidad instalada. Estas nuevas estaciones debían ubicarse en su mayoría donde se pudiera aprovechar un excedente de combustible barato de baja calidad y suministros adecuados de agua de refrigeración, pero estos sitios no coincidían con los centros de carga. Las máquinas de 4 × 500 MW de West Burton , en la yacimiento carbonífero de Nottinghamshire , cerca del río Trent , son un ejemplo. Estos acontecimientos cambiaron el énfasis en el sistema de transmisión de la interconexión a las transferencias masivas de energía desde las áreas de generación a los centros de carga, como la transferencia prevista en 1970 de unos 6.000 MW desde las Midlands a los condados de origen . [11]
Se examinó como posible solución seguir reforzando y ampliando los sistemas de 275 kV. Sin embargo, además del problema técnico de los altos niveles de falla, se habrían requerido muchas más líneas para obtener las transferencias estimadas a 275 kV. Como esto no era coherente con la política de preservación de los servicios de la Junta Central de Generación de Electricidad, se buscó una solución mejor. Se consideraron los esquemas de 400 kV y 500 kV: ambos ofrecían un margen suficiente para una futura expansión. La decisión a favor de un sistema de 400 kV se tomó por dos razones principales. En primer lugar, la mayoría de las líneas de 275 kV podrían ampliarse a 400 kV y, en segundo lugar, se preveía que la explotación a 400 kV podría comenzar en 1965, en comparación con 1968 para un sistema de 500 kV. [11] Se iniciaron los trabajos de diseño y, para cumplir con el programa para 1965, fue necesario que la ingeniería por contrato para los primeros proyectos se ejecutara al mismo tiempo que el diseño. Uno de estos proyectos fue la subestación interior de 400 kV de West Burton, cuya primera sección se puso en servicio en junio de 1965. A partir de 1965, la red se actualizó parcialmente a 400 kV, comenzando con una línea de 240 km (150 millas) desde Sundon hasta West Burton , para convertirse en la Supergrid .
En la edición de 2010 del código que rige la Red Nacional, el Código de Red , [12] la Superred se define como aquellas partes del sistema de transmisión de electricidad británico que están conectadas a voltajes superiores a 200 kV.
El enlace submarino HVDC occidental de 2,2 GW desde Escocia hasta el norte de Gales se construyó entre 2013 y 2018. [13] Este fue el primer enlace importante de red de corriente no alterna dentro de Gran Bretaña, aunque los interconectores a redes extranjeras ya utilizaban HVDC .
En 2021, se construyó un nuevo diseño de torre eléctrica sin celosía, la torre en T, cerca de East Huntspill , Somerset, para la nueva conexión de 35 millas de Hinkley Point C a Avonmouth . [14]
En 2023, National Grid comenzó a retirar equipos de Nari Technology de China por motivos de seguridad nacional. [15]
La red síncrona contigua cubre Inglaterra (incluida la Isla de Wight ), Escocia (incluidas algunas de las islas escocesas como Orkney , Skye [22] y las islas occidentales que tienen conectividad limitada [23] ), Gales y la Isla de Man. .
Las siguientes cifras están tomadas del Estado de Cuentas de Siete Años de 2005. [24]
La capacidad total de generación es suministrada aproximadamente en partes iguales por centrales eléctricas renovables , de gas , nucleares y de carbón . La energía anual transmitida en la red del Reino Unido es de alrededor de 300 a 360 TWh (1,1 a 1,3 EJ), con un factor de carga promedio del 72 % (es decir, 3,6 × 10 11 / (8760 × 57 × 10 6 ). [ Necesita actualización ]
National Grid tiene el objetivo ambicioso de ser neutral o negativo en carbono para 2033, muy por delante del objetivo nacional del Reino Unido de lograrlo para 2050. También aspira a tener la capacidad de ser "cero carbono" ya en 2025, lo que significa que si Si los proveedores de energía fueran capaces de producir suficiente energía verde, en teoría la red podría funcionar sin emisiones de gases de efecto invernadero (es decir, no sería necesaria ninguna captura o compensación de carbono, como es el caso del 'cero neto'). [27] En 2020, alrededor del 40% de la energía de la red provino de la quema de gas natural, y no se espera que haya suficiente energía verde disponible para hacer funcionar la red con cero emisiones de carbono en 2025, excepto quizás en los días más ventosos. . Analistas como Hartree Solutions consideraron en 2020 que llegar al 'cero neto' para 2050 sería un desafío, y más aún alcanzar el 'cero neto' para 2033. Sin embargo, ha habido un progreso sostenido hacia la neutralidad de carbono , con una intensidad de carbono cayendo en un 53% en los cinco años hasta 2020. La eliminación gradual del carbón está avanzando rápidamente: solo el 1,6% de la electricidad del Reino Unido provino del carbón en 2020, en comparación con aproximadamente el 25% en 2015. En 2020, el Reino Unido pasó más de dos meses sin necesitar quemar carbón para obtener electricidad, el período más largo desde la revolución industrial . [28] [29] [30] [31] [32] [33]
Las cifras provienen nuevamente del Estado de Cuentas de Siete Años de 2005.
Aunque las pérdidas generales en la Red Nacional son bajas, hay pérdidas adicionales significativas en la distribución de electricidad al consumidor, lo que provoca una pérdida total de distribución de aproximadamente el 7,7%. [ cita necesaria ] Las pérdidas difieren significativamente para los clientes conectados a diferentes voltajes; Conectado a alta tensión las pérdidas totales son de aproximadamente el 2,6%, a media tensión del 6,4% y a baja tensión del 12,2%. [34]
La energía generada que ingresa a la red se mide en el lado de alto voltaje del transformador del generador. [35] [36] Por lo tanto, cualquier pérdida de energía en el transformador del generador se contabiliza a la empresa generadora, no al sistema de red. La pérdida de potencia en el transformador del generador no contribuye a las pérdidas de la red.
En 2009-2010 hubo un flujo de energía promedio de alrededor de 11 GW desde el norte del Reino Unido, particularmente desde Escocia y el norte de Inglaterra, hacia el sur del Reino Unido a través de la red. Se preveía que este flujo aumentaría hasta aproximadamente 12 GW en 2014. [37] La finalización del enlace HVDC occidental en 2018 añadió capacidad para un flujo de 2,2 GW entre el oeste de Escocia y el norte de Gales. [38]
Debido a la pérdida de energía asociada con este flujo de norte a sur, la efectividad y eficiencia de la nueva capacidad de generación se ve significativamente afectada por su ubicación. Por ejemplo, la nueva capacidad de generación en la costa sur tiene aproximadamente un 12% más de efectividad debido a las menores pérdidas de energía del sistema de transmisión en comparación con la nueva capacidad de generación en el norte de Inglaterra, y aproximadamente un 20% más de efectividad que en el norte de Escocia. [39]
Hay un cable de CA de 40 MW a la Isla de Man, el interconector de la Isla de Man a Inglaterra .
La red del Reino Unido está conectada a las redes eléctricas europeas adyacentes mediante cables eléctricos submarinos .
En 2014, el nivel de interconexión eléctrica del Reino Unido (capacidad de transmisión fuera de la isla en relación con la capacidad de producción) fue del 6%. [40]
A partir de 2024 [actualizar], la capacidad total de estos conectores superará los 9 GW. [ cita necesaria ] Incluyen cables de corriente continua al norte de Francia (2 GW HVDC Cross-Channel , 1 GW HVDC IFA-2 , 1 GW ElecLink a través del Túnel del Canal de la Mancha [41] ); Bélgica (1 GW HVDC Nemo Link ); Países Bajos (1 GW HVDC BritNed ); Noruega ( enlace HDVC del Mar del Norte de 1,4 GW ); Irlanda del Norte ( interconector Moyle HVDC de 500 MW ); la República de Irlanda ( interconector este-oeste HVDC de 500 MW ) y Dinamarca ( enlace Viking de 1,4 GW ).
Para 2024 está previsto otro enlace de 500 MW con la República de Irlanda ( Greenlink ) . [42] Otros proyectos potenciales incluyen enlaces con Alemania ( NeuConnect , 1,4 GW); Islandia ( Icelink , alrededor de 1 GW) [43] y Marruecos (3,6 GW de nueva generación solar respaldada por baterías). [44]
La red del Reino Unido tiene acceso a grandes sistemas de almacenamiento por bombeo, en particular la central eléctrica de Dinorwig , que puede proporcionar 1,7 GW durante 5 a 6 horas, y las más pequeñas Cruachan y Ffestiniog .
También hay algunas baterías de red . En mayo de 2021, había 1,3 GW de almacenamiento en baterías en funcionamiento en el Reino Unido, y 16 GW de proyectos en tramitación podrían implementarse en los próximos años. [45] Se informó que una planta de 100 MW de energía financiada por China en Minety , Wiltshire, era la más grande de Europa cuando se inauguró en julio de 2021; [46] cuando se complete una ampliación de 50 MW, la capacidad de almacenamiento del sitio será de 266 MWh. [47]
National Grid es responsable de contratar provisión de generación de corto plazo para cubrir errores de predicción de la demanda y fallas repentinas en las centrales eléctricas. Esto cubre unas pocas horas de operación, dando tiempo para que se establezcan contratos de mercado para cubrir el equilibrio a más largo plazo.
Las reservas de respuesta de frecuencia actúan para mantener la frecuencia de CA del sistema dentro de ±1% de 50 Hz , excepto en circunstancias excepcionales. Estos se utilizan segundo a segundo para reducir la demanda o proporcionar generación adicional. [48]
Los servicios de reserva son un grupo de servicios, cada uno de los cuales actúa dentro de diferentes tiempos de respuesta: [48]
Estas reservas se dimensionan según tres factores: [49]
Las partes inglesa y galesa de National Grid se controlan desde el Centro Nacional de Control de Red que se encuentra en St Catherine's Lodge, Sindlesham , Wokingham en Berkshire. [50] [51] [52] [53] A veces se describe como un lugar "secreto". [54] A partir de 2015, [actualizar]el sistema está bajo constante ataque cibernético . [55]
Aunque la red de transmisión en Escocia es propiedad de empresas separadas – SP Transmission plc (parte de Scottish Power ) en el sur, y Scottish Hydro Electric Transmission plc (parte de Scottish and Southern Electricity Networks ) en el norte [56] – el control general recae en con el Operador del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. [1]
Los costos de operación del Sistema Interconectado Nacional son recuperados por el Operador del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (NGESO) mediante el cobro de cargos por el uso del sistema de la red de transmisión (TNUoS) a los usuarios del sistema. [57] Los costes se dividen entre los generadores y los usuarios de electricidad. [58]
Las tarifas las fija anualmente NGESO y el país está dividido en zonas, cada una con una tarifa diferente para generación y consumo. En general, las tarifas son más altas para los generadores del norte y los consumidores del sur, ya que generalmente existe un flujo de electricidad de norte a sur.
La 'demanda tríada' es una métrica de demanda que informa retrospectivamente tres cifras sobre la demanda máxima entre noviembre y febrero (inclusive) de cada invierno. Para fomentar que el uso de la Red Nacional sea menos "pico", la tríada se utiliza como base para los cargos adicionales que pagan los usuarios (los proveedores de electricidad autorizados) a la Red Nacional: los usuarios pagan menos si pueden gestionar su uso para que sea menos picoso.
Para el cálculo de cada año, se analizan las métricas históricas de demanda del sistema para determinar tres períodos de media hora de demanda promedio alta; los tres períodos se conocen como tríadas. Los períodos son (a) el período de demanda máxima del sistema y (b) otros dos períodos de mayor demanda que están separados de la demanda máxima del sistema y entre sí por al menos diez días.
Para las centrales eléctricas, la demanda facturable es solo la demanda neta del sitio (según la regla CUSC 14.17.10), por lo que cuando el sitio es exportador neto (es decir, la generación total medida en ese sitio excede la demanda total de la estación medida por separado), esa demanda de la estación medida por separado no será responsable de los cargos por demanda TNUoS en relación con la demanda de la estación en tríada.
Las fechas de la tríada en los últimos años fueron:
En abril de cada año, a cada proveedor de electricidad autorizado (como Centrica , BGB, etc.) se le cobra una tarifa anual por la carga que impuso a la red durante esas tres medias horas del invierno anterior. Los cargos exactos varían dependiendo de la distancia desde el centro de la red, pero en el suroeste son £21.000/MW. [ cita necesaria ] El promedio para todo el país es de aproximadamente £ 15,000 / MW. Este es un medio para que National Grid recupere algunos de sus costos e imponga un incentivo a los usuarios para minimizar el consumo en los picos, aliviando así la necesidad de invertir en el sistema. Se estima que estos cargos redujeron la carga máxima en aproximadamente 1 GW de, digamos, 57 GW. [ cita necesaria ]
Esta es la principal fuente de ingresos que utiliza National Grid para cubrir sus costos de transmisión de alta tensión a larga distancia (la distribución de menor tensión se cobra por separado). La red también cobra una tarifa anual para cubrir el costo de la conexión de generadores, redes de distribución y grandes usuarios industriales.
Los cargos en tríada alientan a los usuarios a reducir la carga en los períodos pico; Esto a menudo se logra mediante el uso de generadores diésel. National Grid también utiliza habitualmente estos generadores. [63]
Si los ingresos totales de TNUoS o Triad (digamos £15.000/MW·año × 50.000 MW = £750 millones/año) se dividen por el número total de unidades entregadas por el sistema de generación del Reino Unido en un año (el número total de unidades vendidas – digamos 360 teravatios-hora (1,3 EJ) [58] ), entonces se puede hacer una estimación aproximada de los costos de transmisión y se obtiene la cifra de alrededor de 0,2p/kW⋅h. Otras estimaciones también dan una cifra de 0,2p/kW⋅h. [58]
Sin embargo, Bernard Quigg señala: "Según las cuentas anuales de 06/07 para la transmisión de NGC en el Reino Unido, NGC transportó 350 TW⋅h para unos ingresos de 2.012 millones de libras esterlinas en 2007, es decir, NGC recibe 0,66 peniques por kW hora. Con dos años de inflación hasta 2008/ 9, digamos 0,71p por kW⋅h.", [64] pero esto también incluye las tarifas de conexión de los generadores.
Para poder suministrar electricidad al sistema de transmisión, los generadores deben tener una licencia (por BEIS) y celebrar un acuerdo de conexión con NGET que también otorga Capacidad de Entrada de Transmisión (TEC). Los generadores contribuyen a los costos de funcionamiento del sistema pagando por TEC, según las tarifas de generación TNUoS establecidas por NGET. Esto se cobra según la capacidad máxima. En otras palabras, a un generador con 100 MW de TEC que solo generó a una tasa máxima de 75 MW durante el año se le cobrarían los 100 MW completos de TEC. [ cita necesaria ]
En algunos casos, existen tarifas TNUoS negativas. A estos generadores se les paga una cantidad basada en su suministro neto máximo durante tres pruebas a lo largo del año. Esto representa la reducción de costos que genera tener un generador cerca del centro de demanda del país. [ cita necesaria ]
National Grid utiliza un mercado de servicios de red . La "contención dinámica" comenzó en octubre de 2020, con un precio inicial de £17 por MW por hora, y la regulación dinámica (DR) comenzó en abril de 2022. [65]
Los consumidores de electricidad se dividen en dos categorías: con medición cada media hora (HH) y con medición no cada media hora (NHH). Los clientes cuya demanda máxima es suficientemente alta están obligados a tener un medidor HH, que, de hecho, toma una lectura del medidor cada 30 minutos. Por lo tanto, las tarifas a las que se aplican los cargos a los proveedores de electricidad de estos clientes varían 17.520 veces por año (no bisiesto).
Los cargos TNUoS para un cliente con medidor HH se basan en su demanda durante tres períodos de media hora de mayor demanda entre noviembre y febrero, conocidos como la Tríada. Debido a la naturaleza de la demanda de electricidad en el Reino Unido, los tres períodos de la Tríada siempre caen temprano en la tarde y deben estar separados por al menos diez días hábiles claros. Los cargos TNUoS para un cliente de HH son simplemente su demanda promedio durante los períodos de la tríada multiplicada por la tarifa de su zona. Por lo tanto, (a partir de 2007 [actualizar]) un cliente en Londres con una demanda promedio de 1 MW durante los tres períodos de la tríada pagaría £19,430 en cargos TNUoS.
Los cargos TNUoS aplicados a los clientes con medidor de NHH son mucho más simples. A un proveedor se le cobra la suma de su consumo total entre las 16:00 y las 19:00 todos los días durante un año, multiplicado por la tarifa correspondiente.
Los pagos de restricción son pagos a generadores por encima de cierto tamaño, donde la Red Nacional les da instrucciones de despacho de que no pueden tomar la electricidad que los generadores normalmente proporcionarían. Esto puede deberse a una falta de capacidad de transmisión, un déficit en la demanda o un exceso inesperado de generación. Un pago de restricción es una compensación por la reducción de la generación. [66]
Los cortes de energía debido a fallas en la red nacional o a la falta de generación para suministrarla con energía suficiente son muy raros. El rendimiento general del sistema se publica en el sitio web de National Grid e incluye una cifra simple de alto nivel para la disponibilidad del sistema de transmisión . Para 2021-22, [actualizar]esto fue del 99,999612%. [67]
En 2020-21, los problemas que afectaron las redes de distribución de bajo voltaje, de los cuales National Grid no es responsable, causaron casi los 60 minutos por año, en promedio, de cortes de energía domésticos no planificados. [68]
Desde 1990, ha habido una pequeña cantidad de cortes de energía importantes relacionados con National Grid:
A primera hora de la tarde del 28 de agosto de 2003, un corte de electricidad afectó a 476.000 clientes en la zona del sur de Londres, así como al metro de Londres y a algunos servicios ferroviarios, durante aproximadamente 40 minutos. Se perdieron un total de 724 MW de carga.
Una fuga de aceite llevaba muchos meses sin tratarse, salvo recargas, a la espera de una reparación adecuada. Esto provocó una alarma que fue malinterpretada por la sala de control de National Grid. Mientras apagaba el equipo presuntamente defectuoso, un relé de protección de tamaño incorrecto instalado varios años antes provocó que se disparara un disyuntor, lo que provocó la pérdida de suministro a dos importantes subestaciones del sur de Londres.
Una semana después del apagón de Londres, el 5 de septiembre de 2003, se produjo un incidente en la subestación de Hams Hall que afectó al suministro a 201.000 clientes en el este de Birmingham. Los clientes afectados incluyeron Network Rail, el aeropuerto internacional de Birmingham y el Centro Nacional de Exposiciones, con un total de 301 MW de carga perdida.
Esto se atribuyó a un error cometido por National Grid al poner en servicio los sistemas de protección después de actualizar los componentes de la subestación en agosto. [69]
El 27 de mayo de 2008, a partir de las 11:34, dos de las centrales eléctricas más grandes de Gran Bretaña, Longannet en Fife y Sizewell B en Suffolk, se desconectaron de la red ("se dispararon") con unos minutos de diferencia entre sí. La pérdida total combinada de generación causada por estos viajes fue de al menos 1714 MW, mayor que la pérdida máxima de 1260 MW que la red debía soportar ese día. [70]
La frecuencia del sistema cayó inmediatamente a 49,2 Hz, y los posteriores disparos adicionales de generación debido a la protección automática provocaron que la frecuencia cayera aún más hasta un mínimo de 48,8 Hz. Esto provocó que las redes de distribución desconectaran automáticamente a algunos clientes para detener la caída de frecuencia, y durante las siguientes horas National Grid ordenó a las redes de distribución reducir el voltaje para reducir la demanda. Al menos 500.000 clientes se quedaron sin electricidad. [71] [72] [73] En 40 minutos, se permitió que las redes de distribución reconectaran a todos los clientes, aunque el control de voltaje continuó en algunas áreas hasta las 18:07. [70]
El incidente fue calificado de "coincidencia gigantesca" y no se atribuyó a falta de inversión. [71] No obstante, el evento expuso una serie de cuestiones. El comportamiento de la protección de generación ante cambios bruscos de frecuencia provocó que varios generadores se desconectaran de la red de forma incorrecta. Los esquemas de control de voltaje y desconexión por demanda de baja frecuencia tampoco lograron tanta reducción de la demanda como se esperaba, pero esto no tuvo un impacto significativo en la interrupción. [70]
El tercer evento ocurrió el 9 de agosto de 2019, cuando alrededor de un millón de clientes en Gran Bretaña se quedaron sin electricidad. [74] Un rayo cayó sobre una línea de transmisión a las 4:52 pm, provocando la pérdida de 500 MW de generación integrada (principalmente solar). Casi de inmediato, la central eléctrica de Little Barford y el parque eólico de Hornsea se activaron con unos segundos de diferencia, eliminando 1,378 GW de generación, lo que superaba el 1 GW de energía de respaldo (el tamaño de la mayor pérdida esperada) que mantenía el operador. En el momento. [75] La frecuencia de la red cayó a 48,8 Hz antes de que la desconexión automática de carga desconectara el 5% de las redes de distribución local (1,1 millones de clientes) durante 15 a 20 minutos; Esta acción estabilizó el 95% restante del sistema y evitó un apagón más amplio. [76] [75]
Aunque se mantuvo la energía eléctrica en todo momento a la red ferroviaria (pero no al sistema de señalización), la reducción de frecuencia provocó la falla de 60 trenes Thameslink Clase 700 y 717 . La mitad fueron reiniciados por los conductores pero los demás requirieron que un técnico se acercara al tren para reiniciarlo. [75] Esto provocó una interrupción sustancial de los viajes durante varias horas en los servicios de la línea principal de la costa este y Thameslink. El suministro al aeropuerto de Newcastle también se vio interrumpido y quedó expuesta una debilidad en los sistemas de energía de respaldo en el Hospital de Ipswich . [75]
Una investigación de Ofgem concluyó en enero de 2020. Se descubrió que Little Barford y Hornsea One no habían podido permanecer conectados a la red tras el impacto del rayo, y sus operadores ( RWE y Ørsted respectivamente) acordaron pagar cada uno £4,5 millones al fondo de compensación de Ofgem. . Además, Ofgem multó al operador de redes de distribución UK Power Networks con £1,5 millones por comenzar a reconectar a los clientes antes de recibir autorización para hacerlo, aunque este incumplimiento del procedimiento no afectó a la recuperación del sistema. [77] [78]
El 4 de noviembre de 2015, National Grid emitió un aviso de emergencia solicitando cortes voluntarios de energía debido a "múltiples averías en la planta". No se produjeron cortes de energía, pero los precios mayoristas de la electricidad aumentaron drásticamente y la red pagó hasta £ 2.500 por megavatio-hora. [79]
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