Una red inteligente es un grupo de redes que se encargan de vincular a las diferentes Plantas de Generación de Energía con los Consumidores y con el Sistema Eléctrico, con el propósito de optimizar la Transmisión y Distribución de la Energía Eléctrica. Esto se logra a través de conectividad, automatización y coordinaciones automáticas.

Objetivos de las Redes Inteligentes

Las redes inteligentes tienen muchos objetivos con mayor o menor beneficio dependiendo de las necesidades del Sistema Eléctrico en donde se implementan. En términos generales, los objetivos de las redes inteligentes se resumen en:

• Mejorar el mercado energético y las capacidades de gestión de la demanda.

• Mejorar la fiabilidad y la calidad del suministro.

• Optimizar los costos de funcionamiento y las inversiones.

• Gestionar el aumento de la potencia producida a partir de fuentes renovables y por generación distribuida en la zona.

• Gestionar la introducción de los vehículos eléctricos.

• Integrar los sistemas de almacenamiento de energía.

Cabe destacar que las redes inteligentes deben contar con una arquitectura de comunicación y componentes modernizados para que puedan operar de manera «inteligente» y lograr mayor eficiencia, seguridad y rendimiento.

Funciones y Componentes de las Redes Inteligentes

Las redes inteligentes pueden contar con diferentes componentes dependiendo de los requerimientos y necesidades del Sistema Eléctrico. En algunos casos podría ser suficiente que sólo tenga 3 componentes, mientras que en otros casos podría ser necesario instalar más de 6 componentes para lograr los objetivos deseados.

1. Integración de Fuentes de Energía Renovables Distribuidas

Actualmente, el reto más exigente de las redes eléctricas es integrar un gran porcentaje de energía producida a partir de fuentes renovables sin afectar negativamente la calidad y la seguridad del suministro eléctrico.

La integración de diferentes plantas de generación de energía renovable da lugar a redes de distribución cada vez más complejas en cuanto a flujos de energía bidireccionales, fiabilidad, estabilidad, gestión de la red, capacidad de la propia red, entre otros retos.

Por ejemplo, los flujos de energía debidos a la generación distribuida generan inestabilidad de la tensión. En este caso, el voltaje podría exceder los límites máximos y mínimos con los que la red fue diseñada, y podría provocar la sobrecarga de componentes importantes como cables, líneas aéreas y transformadores.

Por lo tanto, para lograr una integración efectiva y optimizada de las fuentes renovables distribuidas, se recomiendan las siguientes soluciones:

• Cambiar progresivamente las redes radiales a redes de malla que sí sean capaces de distribuir los flujos de potencia sin sobrecargarse. Para lograr esto, puede ser necesario aumentar el número de subestaciones eléctricas en la red.
• Incorporar Sistemas de Gestión de Energía de Distribución (DEMS: Distribution Energy Management Systems).
• Introducir Sistemas de Almacenamiento de Energía distribuidos en la red eléctrica.
• Instalar las cargas de forma planificada y equilibrada, como las estaciones de cargas de vehículos, con el fin de controlar y reducir los flujos de potencia.
• Controlar directamente la energía inyectada a la red por fuentes renovables.
• Sustituir los componentes pasivos por componentes activos, por ejemplo, los transformadores de distribución con reguladores automáticos de tensión.

Adicionalmente, el uso de la tecnología de la información y los sistemas modernos de comunicación contribuyen a la solución del problema mediante la descentralización de la inteligencia y la implementación de los algoritmos apropiados.

2. Automatización de la Distribución

La automatización de los sistemas de distribución de energía (DA: Distribution Automation) tiene el objetivo de mejorar la calidad y la fiabilidad de la red de media y baja tensión. Usualmente, está centrada en las subestaciones de distribución primaria y secundaria a través de los IED (Dispositivos Electrónicos Inteligentes), como relés de protecciones, controladores de bahía, entre otros. Esto permite detectar y eliminar automáticamente los fallos y restablecer el suministro eléctrico de forma automática en situaciones especialmente críticas.

Específicamente, la automatización de la distribución se encarga de lo siguiente:

• Monitorización en tiempo real de los dispositivos instalados en la red y de todos los sensores capaces de mejorar el control de la red.
• Uso y control de componentes activos capaces de hacer frente automáticamente a determinadas situaciones, como los transformadores con reguladores automáticos de tensión.
• Comunicación bidireccional entre los IED y la sala de control.
• Integración de los dispositivos en el sistema de información de la empresa de servicios públicos para gestionar el mantenimiento, las reparaciones de emergencia en caso de averías, la mejora de la gestión de los clientes, entre otros.
• Gestión de recursos distribuidos, generadores y cargas.

3. Infraestructura de Medición Avanzada

El objetivo de la infraestructura de medición avanzada (AMI: Advanced Metering Infrastructure) es lograr una gestión dinámica de los contratos de los usuarios y adoptar tarifas multihorario más complejas pero más ventajosas.

El uso de medidores inteligentes y el sistema de comunicación relativo (telemedición) trae los siguientes beneficios:

• Adquisición de datos de consumo eléctrico con el fin de fijar precios y gestionar contratos personalizados para usuarios especiales. Por ejemplo, se podría registrar el diagrama de carga de clientes importantes con el fin de proponer mejores condiciones.
• Ciertos usuarios podrían ser desconectados de la red si estuviera sobrecargada o en caso de impago.
• Se podrían integrar diferentes servicios como el agua, el gas, entre otros.
• Mejora de la supervisión para evitar el robo de la electricidad y el fraude.
• Intervención automática en caso de contadores defectuosos.

4. Almacenamiento de Energía

Los sistemas de almacenamiento de energía se utilizan principalmente en instalaciones de energía solar fotovoltaica y eólica debido a su naturaleza extremadamente variable y el consiguiente desequilibrio entre la generación de energía y el consumo que podría producirse repentinamente en la red. Los sistemas de almacenamiento son soluciones capaces de equilibrar los picos de potencia positivos y negativos para reducir los costes de funcionamiento y optimizar la pérdida de carga.

Los beneficios de integrar sistemas de almacenamiento de energía en la red eléctrica son los siguientes:

• Al actuar como generadores, pueden contribuir a la estabilidad de la tensión y la frecuencia de la red.
• Pueden minimizar los flujos de energía, reduciendo las inversiones necesarias para fortalecer la red.
• Permiten la gestión en isla de determinadas zonas temporalmente aisladas de la red.
• Nivelan los picos de consumo.
• Mejoran la seguridad del suministro en general y se convierten en una reserva de energía para industrias, edificios e infraestructuras.

5. Microrredes (Microgrids)

Una microrred es un Sistema Eléctrico que puede funcionar en «modo isla», es decir, que tiene sus propias plantas de generación que cubren la totalidad de la demanda de sus consumidores. Además, tiene su propio sistema de distribución de energía equipado con monitorización y comunicación.

Generalmente, las microrredes se utilizan para equipar islas y zonas rurales situadas lejos de la red principal. Aunque también se utilizan en paralelo a la red principal de la empresa de servicios públicos, y proporcionan los siguientes beneficios:

• Independencia de la red principal de la empresa de servicios públicos, con la capacidad de suministrar energía eléctrica incluso en caso de apagón de la red principal.
• Reducción de los costes energéticos, especialmente en zonas aisladas, debido a la reducción de la necesidad de combustibles fósiles (cuando las fuentes de energías locales son renovables).

Sin embargo, las microrredes tienen riesgos de aumento de inestabilidad de la red, lo que dificulta la coordinación de las protecciones. Por lo que se debe realizar un diseño optimizado con todos los componentes y todas las tecnologías necesarias para mitigar estos problemas.

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6. Sistemas Descentralizados de Gestión de la Energía

La descentralización de la generación de energía eléctrica y la liberalización del mercado de la energía traen numerosos beneficios económicos y ambientales para los consumidores. Sin embargo, se debe tomar en cuenta que la generación distribuida trae dificultades de gestión de energía.

Estas dificultades se pueden solucionar a través de la representación de los recursos distribuidos como Plantas Eléctricas Virtuales (VPP: Virtual Power Plants) para crear una interfaz capaz de detectar las sinergias técnicas y económicas del complejo sistema de generación. Trayendo los siguientes beneficios a las empresas de servicios públicos:

• Podrán generar previsiones de carga más precisas.
• Podrán resolver los fallos de la red de forma más selectiva.
• Podrán vender la energía por adelantado, al precio más conveniente.
• Podrán equilibrar los flujos de potencia.

La creación de un sistema de generación virtual requiere un sistema de despacho computarizado de las fuentes de energía distribuida. También conocido como Sistema de Gestión de Energía Descentralizada (DEMS: Decentralized Energy Management System).

7. Respuesta a la Demanda y Gestión de la Generación

La respuesta a la demanda (DR: Demand Response), consiste en un sistema de incentivos destinados a persuadir a los clientes finales para que modifiquen su consumo de electricidad, basado en precio, disponibilidad, impacto ambiental, entre otros.

Esto permite que las empresas de servicios públicos puedan modificar los picos de consumo, reducir la demanda total de energía, equilibrar la generación y el consumo, evitar sobrecargas de riesgo y garantizar la seguridad del suministro. Adicionalmente, podrán reducir el costo de la energía y ser más competitivos en el mercado energético.

Al mismo tiempo, los usuarios podrán ahorrar en la factura de la luz reduciendo el consumo y obtener mejores tarifas. Para esto, se requiere una infraestructura de medición avanzada (AMI: Advanced Metering Infrastructure) para integrar al cliente final notificando y aplicando tarifas actualizadas en tiempo real que le permita cambiar sus hábitos de consumo en función de su contrato.

En términos generales, la reducción de las demandas máximas de potencia o su distribución a lo largo del día permite a las empresas de servicios públicos limitar sus inversiones en redes eléctricas, al tiempo que mejora la calidad del suministro y la eficiencia del sistema.

8. Electromovilidad (Movilidad Eléctrica)

El consumo energético debido a los sistemas de carga de los vehículos eléctricos está aumentando considerablemente, provocando un gran impacto en la red eléctrica.

El objetivo de las redes inteligentes es soportar estas cargas evitando sobrecargas, inestabilidad en los parámetros de la red y deterioro de la calidad del suministro. En este sentido, las estrategias inteligentes que se pueden adoptar son las siguientes:

• Reducción de la potencia de carga del vehículo si se producen sobrecargas en la red eléctrica, usualmente en las horas pico.
• El uso de tarifas fuera de las horas pico para animar a los usuarios a elegir diferentes franjas horarias.
• La modificación de la potencia de carga del vehículo en función de la disponibilidad de electricidad generada a partir de fuentes renovables.
• La capacidad de comunicación con los vehículos eléctricos podría permitir que la carga se posponga o se realice con antelación, dependiendo de las tarifas.

Conclusión

Las redes inteligentes sirven para satisfacer las necesidades de los consumidores y responder a los cambios y desafíos que se avecinan en la red eléctrica con fuentes renovables. Garantizando la seguridad y la calidad del suministro, en consonancia con el desarrollo de las nuevas tecnologías digitales e informáticas.

→ Artículo Recomendado: ¿Cuáles son los riesgos de los BESS en las Redes Eléctricas?

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Referencias Bibliográficas

ABB. Smart Grids. Technical Paper.

SIEMENS. Power Engineering Guide. Germany.

EATON Smart Grids. Utility & grid solutions

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Las siglas IEC son la abreviación de «International Electrotechnical Commission» y consiste en una organización mundial de miembros sin fines de lucros que trabajan para sustentar la infraestructura de calidad y el comercio internacional de productos eléctricos y electrónicos.

Entre los principales objetivos de la IEC tenemos los siguientes:

• Facilitar la innovación técnica.
• Facilitar el desarrollo de infraestructuras asequibles.
• Facilitar el acceso a la energía eficiente y sostenible.
• Facilitar la urbanización inteligente y los sistemas de transporte.
• Facilitar la mitigación del cambio climático.
• Aumentar la seguridad de las personas y del medio ambiente.

Adicionalmente, el trabajo de la IEC sustenta directamente las metas de los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (SDGs: Sustainable Development Goals) de la ONU.

¿Qué son los Estándares Internacionales IEC?

Los Estándares Internacionales IEC proporcionan instrucciones, pautas, reglas o definiciones que luego se utilizan para diseñar, fabricar, instalar, probar y certificar, mantener y reparar dispositivos y sistemas eléctricos y electrónicos.

¿Para qué sirven?

Los Estándares Internacionales IEC sirven como base para la gestión de riesgos y calidad, y se utilizan en las pruebas y certificaciones para verificar que se cumplan las promesas del fabricante.

Hoy en día existen alrededor de diez mil Estándares Internacionales IEC que, junto con las Evaluaciones de Conformidad (CA: Conformity Assessment), proporcionan el marco técnico que permite a los gobiernos construir una infraestructura de calidad nacional.

Adicionalmente, permiten que las empresas de todos los tamaños puedan comprar y vender productos seguros y confiables de manera constante en la mayoría de los países del mundo.

En este sentido, los Estándares Internacionales IEC suelen ser adoptados por países o regiones para convertirlos en estándares nacionales o regionales.

¿Cuál es la Diferencia entre una Regulación y un Estándar?

Las regulaciones son reglas o directivas elaboradas y mantenidas por una autoridad nacional o regional. De modo que, el cumplimiento de las regulaciones es imprescindible.

Sin embargo, es bastante común que las regulaciones técnicas se refieran a Estándares Internacionales para evitar que la ley se vuelva demasiado detallada o descriptiva. De esta manera, se logra que las leyes se mantengan actualizadas sólo con citar el Estándar Internacional correspondiente, porque los estándares se revisan y actualizan periódicamente.

¿Cómo es el Proceso de Desarrollo de los Estándares Internacionales IEC?

La IEC tiene un proceso de desarrollo de estándares estrictamente controlado, de forma clara y bien establecida. Este proceso rige el desarrollo y la publicación de los Estándares Internacionales IEC y otros tipos de publicaciones, como white papers, e incluye el tiempo suficiente para comentarios de todas las partes interesadas en diferentes etapas de desarrollo.

Además, las publicaciones de IEC se desarrollan en más de 200 Comités y Subcomités Técnicos (TC: Technical Committees, SC: Technical Subcommittees) y cientos de grupos de trabajo, miembros de la IEC, cada uno responsable de un área tecnológica específica.

¿Qué es la Evaluación de Conformidad?

La evaluación de conformidad (CA: Conformity Assessment) es la actividad de verificar el cumplimiento de una norma o especificación técnica en el diseño, fabricación, instalación, mantenimiento o reparación de un dispositivo o sistema.

Por lo tanto, esta actividad consiste en una serie de pruebas e inspecciones llevadas a cabo de acuerdo con un conjunto de reglas bien definidas para garantizar resultados consistentes y replicables.

Ventajas de la Aplicación de Estándares Internacionales IEC

Como hemos visto, los Estándares Internacionales IEC nos ayudan a garantizar la seguridad y la eficiencia de los dispositivos, sistemas o servicios para personas y para el medio ambiente.

En este sentido, podemos decir que cuando aplicamos los Estándares Internacionales IEC se pueden obtener las siguientes ventajas:

• Permiten la interoperabilidad: que los productos de diferentes marcas funcionen correctamente cuando se conecten entre sí.
• Pueden proporcionar detalles técnicos en los reglamentos, en las memorias descriptivas, en los reportes de planificación y diseño, así como en las hojas de datos técnicos de los fabricantes.
• Crean confiabilidad en la verificación del cumplimiento de las promesas del fabricante.
• Facilitan el comercio internacional.
• Promueven la innovación y soluciones integrales.

De lo anterior, concluimos que es indispensable que conozcamos cuáles son los Estándares que corresponden a nuestras áreas de trabajo, e identificar cuáles forman parte de las Regulaciones Regionales de nuestros proyectos y cuáles pueden ser usados como recomendaciones prácticas para la optimización de soluciones y servicios.

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Fuente

IEC Website: Understanding standards | IEC.

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Según la IEA (International Energy Agency) las plantas de energía nuclear que se han instalado desde hace más de 50 años han reducido las emisiones de dióxido de carbono en más de 60 gigatoneladas, lo que equivale a casi dos años de emisiones relacionadas con la generación de energía a escala mundial.

¿Qué ofrece la Energía Nuclear en comparación con la Energía Eólica y Solar?

Las fuentes de energía renovables variables, como la energía solar y la eólica, necesitan energía de reserva durante las intermitencias de la producción, como cuando se oculta el sol o el viento deja de soplar. De lo contrario, estas plantas de generación proveerán fluctuaciones a la red eléctrica en el punto de interconexión, pudiendo ocasionar baja calidad de energía a los consumidores, así como caídas de tensión y variaciones de frecuencia que desestabilizan la red.

En cambio, las plantas de generación de energía nuclear pueden funcionar a plena capacidad ofreciendo un suministro continuo y fiable. Además, tienen la capacidad de responder ante fluctuaciones en la demanda de energía y mantener la inercia de la red eléctrica incluso si hay otras fuentes de energía variables interconectadas a la misma red, como la eólica y la solar.

Debido a los fallos históricos que han ocurrido en algunas plantas de generación de energía nuclear en diferentes países del mundo, se han realizado constantes avances en las tecnologías de los reactores nucleares para hacerlos más eficientes, asequibles, y seguros. Como resultado, hoy en día existen nuevos modelos de reactores más pequeños, flexibles, y transportables, especialmente para regiones remotas de difícil acceso.

¿Cómo Funciona la Energía Nuclear?

La energía nuclear es una forma de energía que se libera desde el núcleo de los átomos mediante un proceso llamado «fisión», en el que los núcleos de los átomos se dividen en varias partes. Sin embargo, existe otro método llamado «fusión» que consiste en fusionar los núcleos de los átomos, pero actualmente este proceso se encuentra bajo investigación y desarrollo, y todavía no es utilizado en las plantas de generación de energía nuclear.

Fisión Nuclear

La fisión nuclear es un proceso de liberación de energía que consiste en la reacción que divide el núcleo de un átomo en dos o más núcleos más pequeños. Por lo general, el material más utilizado para este proceso es el Uranio 235, por ser un metal pesado débilmente radiactivo que se encuentra de forma natural en la corteza terrestre.

En este sentido, cuando un neutrón golpea el núcleo de un átomo de Uranio 235, este se divide en dos núcleos más pequeños, y se liberan dos o tres neutrones que a su vez golpearán otros átomos de Uranio 235 colindantes, que también se dividirán y generarán más neutrones en un efecto multiplicador, desatando una reacción en cadena en una fracción de segundo.

Esta reacción libera energía en forma de calor y radiación. Por lo que, las plantas de energía nuclear utilizan ese calor de forma similar en que se utilizan los combustibles fósiles para generar electricidad.

Central Nuclear

Las centrales nucleares están conformadas por reactores nucleares y dispositivos que contienen y controlan las reacciones en cadena con el objetivo de producir calor mediante el proceso de fisión. El calor aumenta la temperatura del refrigerante del reactor, que suele ser agua, para producir el vapor que hace girar las turbinas que activan el generador eléctrico con el que se produce electricidad con bajas emisiones de carbono.

¿De dónde proviene el Uranio 235?

El Uranio es un metal que se encuentra en rocas de todo el mundo. Tiene varios isótopos de origen natural, siendo los más importantes el Uranio 235, que representa menos del 1% del Uranio mundial, y sirve para producir energía de fisión; y el Uranio 238, que se encuentra en mayor cantidad en el mundo, pero no puede producir una reacción de fisión en cadena.

Por lo anterior, es necesario incrementar la cantidad de Uranio 235 en una determinada muestra mediante un proceso denominado «enriquecimiento de Uranio» para poder utilizarlo eficazmente como combustible nuclear en una central durante un período de entre 3 y 5 años.

Desechos Radiactivos: La Desventaja de la Energía Nuclear

Una vez culminado el período de uso de 3 a 5 años, el Uranio seguirá siendo radiactivo, por lo que su disposición final debe realizarse bajo directrices estrictas para proteger a las personas y el medio ambiente.

En términos generales, las centrales nucleares producen desechos de diverso grado de radiactividad, y deben gestionarse de manera diferente dependiendo de su nivel de radiactividad y su propósito. Por esta razón, se están desarrollando reactores avanzados que generen menos desechos nucleares que los reactores actuales.

Conclusión

Las plantas de generación de energía nuclear son una fuente de energía de bajas emisiones de carbono. Por lo tanto, muchas entidades internacionales recomiendan la implementación de centrales de energía nuclear para lograr los objetivos mundiales de descarbonización y reducir el impacto del cambio climático. Sin embargo, la importancia clave de la energía nuclear es que puede implementarse en países con pocos recursos hídricos para crear centrales hidroeléctricas que puedan tener fuerza de inercia para mantener la estabilidad de la red, cosa que no pueden hacer las fuentes de energías renovables variables como la eólica y la solar.

→ Artículo Recomendado: La Energía Eólica y su impacto en las Redes Eléctricas.

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Fuentes

GE Grid Solutions Whitepaper: GEA34994 Nuclear Steam Whitepaper R12 – FINAL.

IAEA: What is Nuclear Energy? The Science of Nuclear Power

IAEA: What is the Clean Energy Transition and How Does Nuclear Power Fit In? | IAEA

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Hoy en día se considera que la Energía Eólica es una fuente de energía eficiente en términos de costos, de impacto medioambiental y de retorno de la inversión. Ya que por lo general el retorno de la inversión ronda entre 3 y 5 años dependiendo de la robustez del parque eólico.

Sin embargo, la producción de potencia eléctrica mediante aerogeneradores depende de la interacción entre las palas del rotor y del viento, transformando primero la energía cinética de este en energía mecánica de rotación, y después transformando esta última en energía eléctrica. Por lo que las principales desventajas de las fuentes eólicas son la variabilidad y la aleatoriedad del viento que incide en los aerogeneradores.

Ventajas de la Energía Eólica

Una de las principales ventajas de las instalaciones eólicas es que no tiene emisiones contaminantes y representan un gran ahorro de combustibles fósiles para la matriz energética de los países. Además, hacen una conversión eficiente de la energía eólica en energía eléctrica, con un rendimiento teórico del 59%.

Por otro lado, permite los esquemas de generación distribuida con bajos costos de mantenimiento y de servicio, ya que no hay costes de abastecimiento de combustible. En adición a esto, los aerogeneradores son de fácil desmantelamiento al final de su vida útil, que ronda entre los 20 a 25 años.

Tipos de Aerogeneradores Según su Sistema de Regulación

Los aerogeneradores tienen diferentes tecnologías dependiendo de la marca y del año de fabricación. Generalmente existen 3 tipos de aerogeneradores según su sistema de regulación y control del par aerodinámico que actúa sobre el rotor, así como del par electromagnético que actúa sobre el generador y el posible par aplicado al eje por los frenos mecánicos.

En este sentido, cuando los vientos son inferiores a la velocidad nominal del rotor, los sistemas de regulación y control actúan para maximizar el par aerodinámico, y con eso maximizan la potencia extraída. Por otro lado, cuando los vientos son superiores a la velocidad nominal del rotor, los sistemas de control modulan el par aerodinámico para mantener la velocidad de rotación dentro de los límites aceptables, y con eso lograr estabilizar la potencia extraída manteniéndola próxima al valor nominal.

Aerogeneradores con Velocidad de Rotación Fija

Los aerogeneradores con velocidad de rotación fija fueron los primeros en fabricarse. Su rotor gira a una velocidad prácticamente fija independientemente de la velocidad del viento incidente. Esto es debido a que la velocidad del rotor es establecida por la frecuencia de la red, la relación del multiplicador y el número de polos del generador eléctrico.

En términos de control, el par del generador varía en función del par aerodinámico. Y la única manera de controlar el par del generador, y la potencia de salida, es actuar regulando el propio par aerodinámico.

La desventaja de este tipo de aerogenerador es que cada fluctuación de la velocidad del viento produce una fluctuación del par mecánico, que a su vez produce una fluctuación de la potencia inyectada a la red. Que, si la red eléctrica en el punto de interconexión es débil, causará fluctuación de la tensión con efectos negativos para los usuarios conectados.

Aerogeneradores de Velocidad de Rotación Variable

Los aerogeneradores con velocidad de rotación variable son aquellos en los que el par del generador puede variarse independientemente del par aerodinámico. Por lo que la velocidad de rotación del rotor puede ser controlada actuando tanto sobre el par aerodinámico, como sobre el par del generador, con el objetivo de acelerar o desacelerar el rotor.

En este tipo de aerogeneradores, los sistemas de velocidad variable mantienen constante el par electromecánico y la variación de la velocidad del rotor absorbe las fluctuaciones de velocidad del viento. Por lo tanto, su sistema eléctrico interno es más complejo que el de los sistemas de velocidad fija y suelen equiparse con generadores síncronos o asíncronos conectados a la red mediante un convertidor de potencia que controla la velocidad del rotor.

La ventaja de estos sistemas de velocidad variable para generación de energía eólica es que se incrementa la potencia extraída del viento como resultado de una mejor eficiencia. A demás, mejora la calidad de la potencia entregada a la red eléctrica gracias a la amortiguación de las fluctuaciones del viento.

Principales Tipos de Control de Aerogeneradores

En pocas palabras, los aerogeneradores deben estar equipados con sistemas de control que permitan maximizar la producción de energía manteniendo el funcionamiento de los componentes del aerogenerador dentro de los límites de velocidad y de carga. Es decir, inyectar potencia de calidad aceptable a la red, garantizando el funcionamiento seguro del aerogenerador.

Control del Par del Generador / Regulación de Pérdida

El control del par del generador se logra a través de un convertidor electrónico de potencia que regula la fase y la frecuencia de las corrientes que circulan por los bobinados del generador.

Control del Par Aerodinámico / Regulación del Ángulo de Paso

El control del par aerodinámico actúa sobre la geometría del rotor, regulando el ángulo de paso de toda la extensión de la pala o cambiando la geometría solamente en una parte.

Es decir, el ángulo de paso de la pala del aerogenerador puede regularse tanto para disminuir como para incrementar el ángulo de ataque hacia la pérdida aerodinámica.

Sistemas de Protección y Seccionamiento

Tenemos claro que los sistemas de control constituyen el «cerebro del aerogenerador» y proporcionan la lógica de control para regular los procedimientos de arranque y parada de la turbina. Sin embargo, su principal objetivo es proteger al rotor del aerogenerador contra velocidades excesivas.

Adicionalmente, se debe equipar todo el sistema interno de los aerogeneradores con equipos de protección contra sobreintensidades y sobretensiones generados por la incidencia de descargas atmosféricas.

Usualmente, la lógica de control se programa en un PLC, logrando que los sistemas de protección y seccionamiento desconecten el aerogenerador de la red en caso de funcionamiento anómalo. Esto permite que los demás aerogeneradores del parque de generación de energía eólica sigan funcionando correctamente.

Efectos de la Energía Eólica sobre la Red Eléctrica

En términos generales, las redes eléctricas de cualquier país o región suelen estar sometidas a variaciones en la frecuencia de la tensión ocasionadas por desviaciones entre la potencia generada y la potencia absorbida. Que, a su vez, debido a la impedancia de las líneas de transmisión y distribución de la red, causan una variación de la tensión con respecto al valor nominal.

Del mismo modo, la red eléctrica se ve afectada por la conexión de parques de generación de energía eólica en función de su potencia nominal y del nivel de fallo del sistema en el punto de interconexión.

Fuentes de Energía Tradicionales

Antes de entender los efectos de la energía eólica sobre la red eléctrica, es importante que recordemos las ventajas técnicas de las fuentes de energía tradicionales.

Las fuentes de energía tradicionales consisten en grandes generadores síncronos instalados en centrales eléctricas de gran potencia alimentadas por recursos derivados del petróleo o hidráulicos.

Estos generadores tienen la capacidad de responder ante las variaciones de carga manteniendo constante la frecuencia de la red y ajustando la tensión de alimentación. A su vez, cada generador está sincronizado con todos los demás generadores de la red, con el objetivo de garantizar la estabilidad de los parámetros eléctricos ante cualquier variación de carga o turbulencia.

→ Artículo Recomendado: La Energía Nuclear y su Importancia en las Redes Eléctricas • LeiryChinchilla.com

En pocas palabras, cuanto mayor sea la potencia inyectada por una central de generación tradicional, mayor será su capacidad de influir en la estabilidad de la frecuencia y voltaje de la red.

Calidad de Potencia Entregada a la Red por los Parques Eólicos

Los aerogeneradores no tienen la misma capacidad de responder ante variaciones de carga en la red en la que están conectados. Por el contrario, la inyección de potencia eléctrica de los parques eólicos de gran escala puede influir negativamente en la calidad de la tensión de la red. Por esa razón, se ha establecido la norma IEC 61400-21 para determinar las características de calidad de potencia de los aerogeneradores en función de la variación de la tensión, parpadeo, armónicos, transitorios, frecuencia, y paradas.

En este sentido, se tiene que los principales efectos que ejercen los parques eólicos de gran escala sobre la red eléctrica son los siguientes:

• Variaciones de voltaje, causadas por las variaciones en la potencia producida por el aerogenerador.

• Fluctuaciones de tensión y parpadeo, causadas por maniobras, efecto sombra de la torre, error de ángulo de paso de las palas, error de orientación o variación repentina del viento.

• Armónicos, causados por los inversores y por los rectificadores.

• Consumo de potencia reactiva, causado por los componentes inductivos o generadores asíncronos. Deben ser compensados por bancos de capacitores.

• Picos o caídas de tensión, causado por maniobras.

Sin embargo, cada uno de estos efectos es mayor o menor dependiendo del tipo de aerogenerador, del avance de la tecnología de los controladores internos con la que se fabricó, y de la robustez de la red eléctrica en el punto de interconexión del parque eólico.

Estabilidad de la Frecuencia en Redes con Energía Eólica

Como se ha mencionado anteriormente, la frecuencia es un indicador del equilibrio o desequilibrio entre la potencia activa generada y absorbida en una red eléctrica. Esto incluye las pérdidas de transmisión y distribución.

Bajo condiciones de funcionamiento normal de la red, la frecuencia debería estar muy próxima al valor nominal. Dependiendo de las regulaciones de cada país, el promedio de variación que se suele permitir es de más o menos 0,1Hz.

Sin embargo, si una central de generación eléctrica sale de servicio, o si ocurre un aumento de carga, se produce un desequilibrio entre generación y consumo. En este caso se debe recurrir a los controles primarios y secundarios de la frecuencia de la red para estabilizar el sistema eléctrico. En estos casos, los parques eólicos no siempre aportan estabilidad al sistema, sino que a veces adicionan más desequilibrio a la red por las fluctuaciones del viento.

Reservas de Regulación Primaria

Las reservas de regulación primaria consisten en algunas centrales de generación tradicional, conectadas a la red, que están equipadas con controladores de frecuencia. Es decir, estas generadoras incrementan su producción en un intervalo de tiempo de 1 a 30 segundos hasta restablecer el equilibrio de la potencia total consumida y estabilizar el valor de la frecuencia.

Reservas de Regulación Secundaria

Usualmente, las reservas de regulación secundarias son aquellas centrales de generación de rápida puesta en marcha. Como lo son las turbinas de gas, o las plantas hidroeléctricas. Y se activan cuando la frecuencia de la red es demasiado baja.

En otras palabras, las reservas de regulación secundaria tienen controladores que ejecutan un incremento o reducción gradual de la producción total durante un tiempo entre 10 y 60 minutos. Estos controles tienen el objetivo de hacer retornar la frecuencia a su valor nominal y liberar las reservas de regulación primaria.

La Naturaleza Intermitente de la Energía Eólica

La naturaleza intermitente de la energía eólica tiene consecuencias sobre la fiabilidad del sistema eléctrico. Dado que, por regulaciones nacionales e internacionales, los sistemas eléctricos deben proporcionar la potencia demandada por las cargas conectadas a la red con una baja probabilidad de falla.

Esto implica que, para mantener la fiabilidad del sistema eléctrico, los parques eólicos deben ser capaces de asumir parte de la capacidad de producción convencional, más que todo durante los picos de carga.

Sin embargo, una gran cantidad de potencia eólica intermitente puede disminuir la eficiencia de la generación convencional al hacer que las centrales tradicionales funcionen fuera de sus puntos óptimos al tratar de regular constantemente el impacto de esa intermitencia. Es por esto que, en algunos casos, es preferible desconectar los aerogeneradores mientras se gestionan los controles de estabilidad de la red.

Conclusiones acerca de la Energía Eólica

Cada año se hacen avances tecnológicos más eficaces para contrarrestar los efectos negativos de los parques eólicos de gran escala que son interconectados a las redes eléctricas. Sin embargo, no debemos minorizar los efectos de la energía eólica que hoy en día están afectando a los sistemas eléctricos interconectados. Es de vital importancia que se reconozcan estos problemas a tiempo, para poder planificar efectivamente cuáles serán las reservas primarias y secundarias de generación convencional que van a garantizar la estabilidad del sistema frente a turbulencias, perturbaciones o aumentos excesivos de cargas.

→ Artículo Recomendado: Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (BESS) y sus Riesgos.

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Referencias Bibliográficas

ABB Plantas Eólicas. Soluciones de energía eólica | ABB

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El registrador digital de fallas, conocido como DFR por sus siglas en inglés «Digital Fault Recorder«, se encarga de hacer un registro detallado de las perturbaciones del sistema eléctrico para que los Ingenieros de Protecciones puedan hacer un análisis posterior a la falla e identificar la causa inicial de la perturbación y los efectos posteriores que ocasionó.

Con esto, podrán establecer las acciones adecuadas para corregir las partes del sistema eléctrico que estén más propensas a repetir las mismas perturbaciones.

¿Cómo funciona el Registrador Digital de Fallas?

El DFR es una función que se le agrega a los relés numéricos y que se configura vía software para que opere bajo ciertos valores umbrales. De modo que, cuando ocurre una perturbación en el sistema, el relé procede a iniciar la función DFR para operar con las siguientes características:

• Grabación de la forma de onda de las entradas analógicas del relé.
• Grabación de las entradas digitales del relé.
• Almacenamiento de varios registros de fallas, listos para descargar y para ser analizados por los Ingenieros de Protecciones.
• Registro de tiempo de varios segundos por cada perturbación.
• Activación desde cualquier canal de entrada analógica o digital. También puede activarse desde una cantidad derivada de una combinación de entradas, o manualmente.
• Detección de la distancia hacia la ubicación de la falla para uno o más alimentadores.
• Tiempo de grabación variable previa al disparo y posterior al disparo.
• Sincronización horaria (IRIG-B, GPS, entre otros).
• Tasas de muestreo programables.
• Formatos estándar de transferencia de datos (IEEE COMTRADE, IEC-610255-24, entre otros).
• Enlaces de comunicación al centro de control (Ethernet, módem, entre otros).
• Autocontrol y autodiagnóstico.

A continuación, definiremos con más detalle de qué se tratan las principales características del DFR.

Entradas Analógicas del Relé

Las entradas analógicas del relé son las que reciben las señales de corrientes y voltajes en la ubicación del registrador de fallas. Usualmente, se hace la conversión A/D de estas señales para que tengan alta resolución y garantizar la captura precisa de las formas de onda.

Entradas Digitales del Relé

Las entradas digitales del relé son las que reciben las señales de apertura del interruptor de potencia, la señal de operación del relé de protección, las señales entre disparos, entre otras, de modo que se pueda generar una imagen completa de la secuencia de eventos.

El registro de las señales digitales ayuda a verificar si la secuencia de operaciones posterior a la falla ha sido adecuada o no. Y, en caso de que se identifique que la secuencia de operaciones haya sido inapropiada, los Ingenieros podrán tomar acción para corregir las secuencias incorrectas.

Almacenamiento del Relé

Es indispensable que los relés con función de registrador de fallas tengan suficiente memoria para capturar y almacenar los datos de varias fallas antes de transferirlos para su análisis. Esto es con el objetivo de evitar la pérdida de los datos de las perturbaciones.

Arreglos de Activación del Registrador de Fallas

Sería perjudicial que el registrador de fallas no capture algunos eventos debido a que la configuración de la activación haya sido inadecuada. Por lo que es necesario que se configuren arreglos de activación flexibles entre umbrales de cualquier canal analógico o digital.

Tiempo de Grabación Variable

Los DFR deben tener la capacidad de capturar eventos en una amplia gama de escalas de tiempo. Esto es debido a que usualmente las perturbaciones del sistema de energía tienen duraciones variables, algunas duran pocos segundos, mientras otras pueden durar varios minutos.

Además, si el relé tiene tiempo de grabación variable entonces tendrá provisión de frecuencias de muestreo programables. Por lo que se podrán capturar transitorios a corto plazo con suficiente resolución. Y, al mismo tiempo, se podrán capturar suficientes transitorios a largo plazo trayendo la ventaja de permitir que se lleve a cabo un análisis de eventos aún más detallado.

Cabe destacar que el registro de cada perturbación se suele dividir en tres secciones: período de tiempo antes de la falla, período de tiempo durante la falla, y período de tiempo posterior a la falla. Y cada uno de esos períodos puede tener diferentes tasas de muestreo.

Sincronización Horaria

Es necesario que los relés incluyan la sincronización de tiempo, ya que esto permite que la grabación de un relé se alinee con la grabación de otro relé que haya registrado el mismo evento. De esta forma, se podrá obtener una imagen más completa de los eventos y realizar análisis óptimos.

Transferencia de Datos del Registrador de Fallas

La importancia de que los relés DFR tengan la disponibilidad de descargar la información registrada reside en que las subestaciones donde están instalados normalmente no están tripuladas. En este sentido, existen estándares que facilitan el intercambio de datos, de los cuales el más conocido es el IEEE COMTRADE. Adicionalmente, existen innumerables softwares para PC que facilitan el procesamiento de los datos descargados de los DFR, con la capacidad de realizar análisis de todo tipo para facilitar la toma de decisiones de corrección de la red.

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Referencias Bibliográficas

ALSTOM GRID (2011). Network Protection and Automation Guide. Edition May 2011.

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

SIEMENS Brochure: SIPROTEC 7KE85 Profile (siemens.com)

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Hoy en día existen muchas subestaciones eléctricas que aún tienen relés de protecciones de tecnología electromecánica y analógica. Con estos tipos de relés la lógica de operación y los puntos de ajuste incorporados en los sistemas de protección son fijos. Por lo que, modificarlos requiere la manipulación manual de los ajustadores de configuración, o cambios físicos en el cableado de control.

La tecnología electromecánica es poco flexible por el tiempo y el costo de mantenimiento para realizar dichos cambios. Ya que en muchos casos se requiere poner partes de la subestación fuera de servicio mientras se realizan los cambios.

En este sentido, es recomendable reemplazar los relés existentes por relés de tecnología numérica de última generación junto con una red de área local. Así, al modernizar las protecciones se lograría la ventaja de modificar la lógica de operación de los relés vía software. Por lo que se podrían aplicar fácilmente esquemas de protección que antes no podían ser adaptadas.

Beneficios de Modernizar los Sistemas de Protecciones Eléctricas

En pocas palabras, los beneficios de modernizar los sistemas de protecciones eléctricas en las subestaciones antiguas, reemplazando los relés electromecánicos y analógicos por relés numéricos, se resumen en lo siguiente:

• Los relés numéricos permiten aplicar mayor cantidad de funciones de protección en el mismo hardware con un costo adicional mínimo. Por lo que proveen esquemas de protección más completos y robustos.
• Los cambios de configuraciones y de lógicas de operación se pueden configurar vía software en los relés numéricos. Por lo que usualmente no se requerirá modificar el cableado del circuito de control. Ni sacar de servicio toda la instalación mientras se hacen los cambios en las configuraciones del relé.

A continuación, describiremos a más detalle las principales ventajas de sustituir los relés electromecánicos y analógicos de las subestaciones eléctricas por relés numéricos.

1. Incorporar la Función de Falla del Interruptor (50BF)

La función de falla del interruptor (número ANSI 50BF) en los relés electromecánicos y analógicos era demasiado compleja y costosa para justificarse su aplicación. Por el contrario, los relés numéricos vienen equipados con temporizadores en el software disponibles para su aplicación según lo desee el usuario. Que, a su vez, no representa un costo elevado en el relé ni una instalación compleja en el cableado.

Los relés numéricos operan la función 50BF en el caso de que hayan enviado la señal de disparo a un interruptor para despejar la falla, y luego de un tiempo prescrito se detecte que la falla aún no ha sido despajada por este interruptor. En este caso, los temporizadores de los relés numéricos se configuran vía software para enviar una señal a través del puerto de comunicación del relé con el objetivo disparar los dispositivos de respaldo que puedan despejar la falla adecuadamente.

2. Detección de Desequilibrio de Voltaje

Un problema común en las subestaciones de distribución son los desequilibrios de voltaje que resultan cuando se abre uno de los fusibles del lado de alta del transformador de la subestación.

Recordemos que el lado de alta tensión de los transformadores de distribución se conecta comúnmente en Delta. Mientras que el lado de baja tensión se conecta en Estrella. En este sentido, cuando se abre un fusible del lado de alta tensión, dos de los voltajes de fase a fase del lado de baja tensión se reducen al 87% de lo normal, y el voltaje de fase a fase restante cae a cero. A demás, los voltajes de fase a tierra en dos fases caerán al 50% de lo normal, mientras que el voltaje de fase a tierra restante permanece cerca de lo normal.

Consecuencias del Desequilibrio de Voltaje

Bajo esas condiciones de desequilibrio y bajo voltaje, los motores alimentados desde la subestación se dañarían si se dejan conectados durante un período de tiempo significativo. Aunque los motores trifásicos más grandes suelen tener su propio sistema de protección contra desequilibrios. Sin embargo, los motores más pequeños no suelen tener protecciones sofisticadas que puedan prevenir el daño, independientemente de que sean monofásicos o trifásicos.

Es por esto que las empresas de servicios públicos han recibido muchas quejas y demandas debido a los motores que se dañaron cuando se permitió la operación continua de una subestación de distribución con un fusible quemado del lado de alta tensión. Especialmente, los motores de refrigeración y aire acondicionado son los más vulnerables en tales condiciones.

Sin embargo, la aplicación de relés basados en microprocesadores hace que sea relativamente fácil detectar la condición de fusible fundido. Ya que se pueden equipar con elementos de bajo voltaje que se programan para detectar las condiciones de desequilibrio de voltaje y desconectar las cargas afectadas para prevenir el daño de los motores alimentados por esa subestación. De esta forma, los operadores podrán actuar rápidamente en sustituir el fusible quemado y volver a energizar el transformador para retornar el servicio eléctrico a los usuarios.

3. Múltiples Ajustes de Disparo

Lo relés numéricos tienen la capacidad de configurarse para cambiar automáticamente los ajustes de disparo y proporcionar flexibilidad operativa en las subestaciones de distribución.

Es decir, los relés numéricos se pueden programar de forma tal que los ajustes se puedan reducir automáticamente en condiciones de carga ligera para obtener una mayor sensibilidad en detección de fallas. Mientras que, por otro lado, los ajustes también se pueden aumentar automáticamente a umbrales de disparo más altos para condiciones de reconexión de carga en frío luego de una interrupción permanente.

En este sentido, se justifica la necesidad de modernizar las protecciones de las subestaciones de distribución sustituyendo los relés antiguos por relés de tecnología numérica para que con una programación simple se puedan obtener varias lógicas de disparo que optimicen la operación de las empresas de servicios públicos.

4. Flexibilidad en Protección de Líneas

Los relés numéricos ofrecen una variedad de características de protección de distancia para líneas de transmisión que el usuario puede programar a nivel de software, y que no se compara con la complejidad de espacio y configuración que se requeriría para un relé electromecánico equivalente. Por lo tanto, si se instala el relé numérico en el sistema y posteriormente ocurre una modificación en ese sistema, se puede adaptar las configuraciones del relé vía software sin tener que cambiar el relé, ni hacer ninguna modificación intrusiva en el cableado de control.

Por ejemplo, si el sistema eléctrico se reorganiza de tal manera que las líneas cortas se hacen más largas, las líneas largas se acortan o se crean líneas de múltiples terminales, las características de distancia del relé numérico se pueden cambiar fácilmente para adaptarse mejor a la necesidad específica del momento.

5. Ajuste en Arreglos de Barra de la Subestación

Los relés numéricos tienen la capacidad de programarse para detectar cuál es el interruptor que debe operarse cuando el interruptor asociado está en mantenimiento. O, cuando está aplicado a alguna topología de barra que haga que los esquemas de disparos sean complejos si se utilizaran relés electromecánicos. Esas topologías de barras pueden ser las siguientes:

• Subestación con topología de Barra Simple Seccionada.
• Subestación con topología de Barra Principal con Barra de Transferencia.
• Subestación con topología de Barra Doble.
• Subestación con topología de Barra en Anillo.
• Subestación con topología de Interruptor y Medio.

En definitiva, cualquiera que sea la topología de la subestación, los relés numéricos se pueden configurar para implementar cambios del esquema de disparo automáticamente mediante el uso de canales de comunicación y mediante el control de la posición de los interruptores y seccionadores de la subestación.

6. Capacidad Multifuncional

A diferencia de los relés electromecánicos y analógicos, una sola caja de relé numérico puede incorporar múltiples funciones de protección y control. Por lo que los relés numéricos reducen el espacio requerido en el panel de protección y en los requisitos del cableado. Es decir, modernizar una subestación con relés numéricos también nos da el beneficio de reducir los puntos de falla del sistema de protecciones al reducir la cantidad de relés auxiliares que se requieren en sistemas electromecánicos.

En otras palabras, una caja de relé numérico puede proporcionar prácticamente todos los requisitos de protección y control para un generador, una terminal de línea y otras instalaciones del sistema. Sin embargo, se teme que una sola falla en el relé numérico pueda desactivar toda la protección que se proporciona para una instalación del sistema.

Es por esto que, en instalaciones muy robustas, se recomienda aplicar el criterio de redundancia: instalar dos o más relés numéricos para proteger cada sección del sistema eléctrico. De este modo, si un relé falla, todavía quedará otro relé operando como respaldo. Inclusive, si hay que hacerle mantenimiento a un relé, se puede desconectar del sistema y dejar un segundo relé operativo para sostener la protección del sistema durante el mantenimiento.

7. Simplificación del Cableado

Las subestaciones con relés electromecánicos suelen tener las instalaciones con un cableado voluminoso, debido a que los relés auxiliares y los relés de cada función de protección están separados en cajas diferentes. Por lo que cada uno requiere un tiro de cable para cada funcionalidad.

Mientras que, los relés numéricos pueden incorporar todas esas funciones en una sola caja, y requerir menores tiros de cables, dado que cada función de operación está alojada en el software del relé. Por lo tanto, el cableado se simplifica considerablemente y se reducen los riesgos de puntos de falla porque se mitigan los errores en el conexionado de control.

La mayor ventaja se observa en los esquemas de protección de los transformadores de potencia. Debido a que con la tecnología electromecánica se debía desarrollar la conexión de los transformadores de corrientes (TC) con un análisis cuidadoso. Ya que, dependiendo del grupo de conexión del transformador (Delta o Estrella), los relés diferenciales requieren que los transformadores de corrientes sean cableados con esquemas complejos para poder realizar la comparación diferencial de forma adecuada.

En cambio, al modernizar las protecciones con relés numéricos simplemente se configura vía software cuál es el grupo de conexión del transformador de potencia. Y, el relé calcula internamente las corrientes equivalentes de los TC para poder hacer la comparación diferencial.

Conclusión

Las subestaciones eléctricas que aún tengan relés electromecánicos o analógicos pueden seguir operando de la forma en que lo vienen haciendo desde que se construyó. Desde el punto de vista operativo, siguen ejecutando la filosofía de protección que se diseñó desde sus comienzos. Por lo que el sistema sigue estando protegido.

Sin embargo, con los relés numéricos se pueden tomar ventajas de funciones de protección complementarias que nos pueden ayudar a optimizar los esquemas de protección y reducir molestias en los usuarios finales. Además, permiten reducir los errores de disparo, y aumentan la seguridad de detección de algunos tipos de fallas que anteriormente no era posible detectar con tanta precisión.

El análisis definitivo tendrá más peso en relación de la pérdida de dinero, reputación y tiempo que les está llevando a la empresa de servicio eléctrico que opera la subestación. Si no tienen ningún tipo de pérdida, ni problemas de detección de fallas especiales, entonces no será necesario hacer la modernización. Pero, si la empresa de servicio está recibiendo quejas excesivas de los usuarios finales, si la calidad del servicio está quemando motores costosos, si está afectando la reputación de la empresa, entonces es aconsejable modernizar los relés de protecciones de la subestación.

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Referencias Bibliográficas

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

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En muchos casos, los problemas de voltaje pueden ser causados por interrupciones en las instalaciones eléctricas provenientes de fallas o fluctuaciones de carga. En otros casos, la degradación del voltaje está relacionada con la operación en exigencias mayores a la capacidad de transferencia de energía del sistema eléctrico.

Cuando el voltaje del sistema eléctrico disminuye, se requieren corrientes más altas para soportar los requisitos de transferencia de energía. Esto implica una condición que puede evolucionar hacia la disminución continua de los niveles de voltaje en todo el sistema eléctrico en el que no actúan las reservas reactivas, o son insuficientes. Dando como reultado el colapso total del voltaje, generando interrupciones prolongadas y generalizadas del sistema eléctrico.

Para evitarlo, se deben implementar esquemas que sean capaces de detectar síntomas de colapso inminente con tiempo suficiente para iniciar la acción correctiva apropiada.

¿Cómo Mitigar el Colapso de Voltaje?

Es de esperarse que los niveles de voltaje en todo el sistema caigan de manera no uniforme. Por lo que se debe identificar cuáles son las barras críticas en las que se deben monitorear los voltajes y tomar acción para mitigar el colapso de voltaje. A demás, es necesario utilizar relés de voltaje de alta precisión para evitar errores de operación.

A continuación, veremos cinco formas en las que se puede mitigar el colapso de voltaje del sistema eléctrico.

1. Implementación de Reservas Reactivas en el Sistema Eléctrico

Lo primero que se utiliza para mitigar el colapso del voltaje es la reserva de suministo reactivo desde la etapa de planificación, diseño y construcción del sistema eléctrico. Adicionalmente, se requiere un sistema de control automático que pueda poner en servicio las reservas reactivas dentro de un período de tiempo que satisfaga las características dinámicas del sistema de potencia. Este sistema de control comprende lo siguiente:

• Reguladores de Voltaje Automáticos de Acción Rápida.
• Controles Automáticos para cambiar rápidamente los bancos de capacitores.
• Reconexión de Alta Velocidad en las Líneas de Transmisión.

2. Coordinación de los Sistemas de Control de Excitación de las Plantas de Generación de Energía

Es importante que los limitadores y los sistemas de control de excitación de las plantas de generación de energía se establezcan y coordinen correctamente de modo que la capacidad reactiva completa de los generadores esté disponible para el soporte del voltaje del sistema durante condiciones de degradación de voltaje.

3. Reducción de los Niveles de Voltaje en las Barras de las Subestaciones de Distribución

Se puede mitigar el colapso de voltaje con la reducción de la carga, sin desconectar circuitos, al reducir los niveles de voltaje en las barras de las subestaciones de distribución. Esto podría ayudar efectivamente a mantener los niveles de voltaje en el sistema de alta tensión, y puede servir para mitigar una condición de colapso de voltaje de acción más lenta.

4. Bloqueo de los Cambiadores de Tomas en los Transformadores de Distribución

En cuanto a los sistemas de distribución, la degradación de los niveles de tensión se pueden mitigar mediante la acción de bloqueo de los cambiadores de tomas automáticos de los transformadores de distribución.

Durante condiciones normales de operación, los cambiadores de tomas actuarían para aumentar el voltaje cuando este cae por debajo de los valores prescritos.

Sin embargo, durante condiciones de degradación del voltaje, si el cambiador de tomas actúa para intentar aumentar el voltaje de distribución, contribuirá a un decaimiento mayor del voltaje en el lado de alta tensión, agravando el problema. Es por esta razón que se recomienda bloquear los cambiadores de tomas de forma manual o automática cuando se detectan condiciones de colapso de voltaje en el sistema de alta tensión.

5. Deslastre de Carga para Evitar el Colapso de Voltaje

El deslastre de carga debe implementarse como última opción en caso de que se hayan agotado todos los demás esfuerzos para evitar un colapso total de voltaje.

Deslastre de Carga de Forma Manual

En el caso de que el voltaje del sistema decaiga gradualmente en el tiempo, es efectivo estabilizar el voltaje a través de programas manuales de deslastre de carga. Para esto, se desarrollan procedimientos planificados previamente para que los operadores del sistema procedan con la desconexión de las cargas cuando se está produciendo un colapso de voltaje.

Sin embargo, el deslastre de carga de forma manual tiene la desventaja de que el criterio de desconexión de carga recae sobre el juicio humano para reconocer el problema de voltaje y concluir que el único recurso sea soltar la carga.

Deslastre de Carga de Forma Automática

En el caso de que la degradación del voltaje del sistema sea muy rápida, no da tiempo de que la interacción humana pueda tomar acción para recuperar el voltaje antes de que colapse. En consecuencia, se producen pérdidas repentinas de las instalaciones críticas del sistema, llevando al colapso total del voltaje. Es por esto que es necesario aplicar esquemas automáticos de deslatre de carga con relés de bajo voltaje, definidos con el número de función ANSI 27.

Los esquemas automáticos de deslastre de carga consisten en la instalación de varios relés de bajo voltaje para monitorear mútiples fases, configurados para operar en un rango de 85% a 95% del voltaje normal. Además, se coordinan con retardos de tiempo adecuados para permitir las variaciones de voltaje transitorio esperadas en condiciones de operación normal del sistema. Estos retardos de tiempo suelen oscilar entre 30 ciclos y varios minutos, dependiendo del análisis del sistema eléctrico. Adicionalmente, este esquema debe ser supervisado por relés de detección de fallas, con el objetivo de evitar el deslastre durante o después de fallas del sistema.

Sin embargo, la configuración de los esquemas automáticos de deslastre de carga por bajo voltaje es un proceso complejo que requiere un análisis exhaustivo de las características dinámicas del sistema de generación de energía asociado.

→ Artículo Recomendado: La Energía Eólica y su impacto en las Redes Eléctricas

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Fuentes

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

Power Management | Schweitzer Engineering Laboratories (selinc.com)

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Existen muchas razones por las que se desconecta intencionalmente un sector de la ciudad por un tiempo determinado. Una de esas razones es que la demanada de consumo energético aumente significativamente y sobrepase las capacidades de generación del sistema eléctrico. Esto ocasiona que la frecuencia del sistema decaiga por debajo de un límite aceptable y, si no se corrige, puede resultar en el cierre total del sistema eléctrico.

Por lo tanto, con el objetivo de evitar un apagón en la red eléctrica, se procede a desconectar intencionalmente algunos sectores de la red hasta que la carga demandada coincida con la generación disponible en ese momento. A esto es a lo que llamamos «Deslastre de Carga«.

De aquí viene la necesidad de utilizar relés de baja frecuencia en los sistemas eléctricos, ya que su función principal es detectar sobrecargas.

¿Qué ocurre cuando hay sobrecargas moderadas en el sistema eléctrico?

Usualmente, los sistemas de energía se operan de manera que los generadores no funcionen a plena capacidad, para que tengan una reserva de energía. De este modo, cuando hay cambios de carga normales y sobrecargas moderadas pueden ser absorbidos por la reserva giratoria en el sistema de generación eléctrica.

Por lo general, a los propietarios de las plantas de generación se les suele pagar por la generación mantenida en reserva. Por lo tanto, las sobrecargas moderadas dan como resultado pequeños incrementos de velocidad y reducción de frecuencia que activan a los gobernadores para aumentar la entrada del motor primario (como la entrada de mayor caudal de agua en las turbinas hidráulicas). Es decir, ocurre un intercambio de energía cinética de las masas giratorias del sistema hasta que el sistema pueda ajustarse a un nuevo equilibrio de carga-generación.

¿Qué ocurre cuando hay sobrecargas excesivas en el sistema eléctrico?

Usualmente, las sobrecargas excesivas aparecen en el sistema eléctrico cuando hay condiciones climáticas extremadamente cálidas. También ocurren cuando hay tormentas provocando múltiples interruptciones de las instalaciones claves del sistema, ocasionando patrones de flujo de carga inusuales.

En este escenario, el sistema eléctrico se torna vulnerable y las protecciones de línea podrían disparar asumiendo las fallas en su zona. Esto causaría una reacción en cadena dando como resultado que partes del sistema eléctrico se separen en islas.

Cuando se forman islas dentro de un sistema de potencia, existe una alta probabilidad de que exista un desajuste de generación y carga dentro de la isla. Si existe un exceso de generación, la frecuencia aumentará y la generación retrocederá en un intento de crear un equilibrio adecuado. Por otro lado, si la carga excede la generación, la frecuencia caerá y la carga debe limitarse para crear un equilibro aceptable antes de que las protecciones del generador operen y se caiga toda la red eléctrica.

En general, la tasa de caída de frecuencia en tales situaciones es relativamente rápida. La velocidad a la que cae la frecuencia es una función variable con el tiempo, dependiendo de la cantidad de sobrecarga, la constante de inercia del sistema, y las variaciones de carga y generación a medida que cambia la frecuencia.

Por lo tanto, como la caída significativa en la frecuencia suele ocurrir en unos pocos segundos, no hay suficiente tiempo para que un operador tome la acción para el deslastre de carga oportuno. Por esta razón, es necesario proporcionar instalaciones automáticas de deslastre de carga de baja frecuencia para que la operación sea rápida.

Sistema Automático de Deslastre de Carga por Baja Frecuencia

La clave para detectar sobrecargas en partes del sistema eléctrico está en la monitorización de la caída de frecuencia, o de la tasa de disminución de la frecuencia.

En los grandes sistemas eléctricos, son innumerables las causas que pueden ocasionar un desequilibrio entre la carga y la generación de energía. Por lo que resulta difícil determinar con rapidez y precisión dónde y qué acción se debe tomar. Sin embargo, lo recomendable es instalar relés de baja frecuencia en varios puntos de carga y configurarlos para eliminar progresivamente los bloques de carga hasta que se detenga la caida de frecuencia y vuelva a la normalidad. Para esto también es útil el relé de tasa de cambio de frecuencia.

Cualquier medida en un punto del sistema, como con los relés de frecuencia o de tasa de cambio, es una aproximación al problema. Como resultado, en general, probablemente se elimine más carga de la que realmente sería necesaria, pero es mucho más importante evitar un apagado masivo.

Lo recomendable es ubicar los relés de forma distribuida en todo el sistema, configurados con diferentes niveles de frecuencia para disparar cantidades variables de carga. Tomando en cuenta que, en la medida de lo posible, primero se eliminan las cargas no esenciales.

¿Cómo se restaura la carga nuevamente?

Después del deslastre de carga, hay que esperar que el sistema se estabilice y que la capacidad de generación esté disponible para satisfacer la carga caída. Luego, comienza la restauración automática de la carga usando relés de frecuencia. Las cargas deben agregarse en pequeños incrementos, con intervalos de tiempo suficientes para que el sistema se ajuste y evitar volver a caer en un escenario de baja frecuencia.

Los relés de frecuencia se identifican con el número ANSI 81. Son extremadamente precisos y funcionan contando los cruces por cero del voltaje filtrado del sistema de corriente alterna.

Conclusión

En términos generales, la práctica del deslastre de carga por baja frecuencia ha evitado grandes apagones y ha limitado algunos apagones a sectores pequeños con tiempos de interrupción mínimos. Sin embargo, no se pueden anticipar todas las posibilidades de que sigan ocurriendo apagones.

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Referencias Bibliográficas

Taylor and Francis Group, LLC. (2006). Protective Relaying, Principles and Applications. Third Edition.

La entrada Deslastre de Carga por Baja Frecuencia (Protección ANSI 81) se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Las barras son utilizadas, generalmente, para interconectar dos o más circuitos de un sistema de potencia. Estos circuitos pueden ser generadores, transformadores, líneas de transmisión, motores, entre otros.

Fallas en las Barras

Cuando ocurre una falla en una barra, el sistema queda ampliamente afectado debido al nivel de corriente de cortocircuito de la barra. También afecta a la cantidad de circuitos que deben abrirse para despejar la falla.

Por lo tanto, se suelen dividir las barras con un interruptor de enlace o se diseñan arreglos de barras complejos. Esto es para minimizar el número de circuitos que deben abrirse cuando ocurre una falla. De esta forma, se garantiza la continuidad del suministro eléctrico en lo demás circuitos de la barra.

Los interruptores que conforman los arreglos de barras de las subestaciones eléctricas, usualmente tienen seccionadores en cada lado. Estos seccionadores se operan sin carga, y sirven para aislar al interruptor del sistema después de alguna contingencia o por mantenimiento.

Las fallas en las barras no son comunes, pero son de las que proporcionan mayores pérdidas de servicio en el sistema de potencia. Estas fallas suelen ocurrir por las siguientes causas:

• Contactos de animales.
• Ruptura de aislamiento.
• Fallas en los equipos involucrados.
• Contaminación.
• Por objetos llevados por el viento.

Por lo general, el tipo de protección que se utiliza en las barras es la Protección Diferencial (ANSI 87B). Esta función de protección proporciona la sensibilidad y rapidez requeridas para cortocircuitos entre fases y fallas a tierra.

Tipos de Arreglos de Barra

A continuación, se describen los Arreglos de Barra de las Subestaciones Eléctricas más sencillos a utilizar. La complejidad del arreglo depende de la importancia que se les dé a los circuitos interconectados en la S/E.

1. Barra simple

El tipo de arreglo de Barra Simple es el diseño más básico y económico, usado particularmente en distribución y transmisión de media tensión. La protección diferencial de barra se proporciona a través de los Transformadores de Corriente (TC) conectados a los relés de protección. Los TCs deben ubicarse de forma adecuada para que la zona de protección encierre a la barra completamente. En la siguiente Figura se muestra el caso de cuatro (4) circuitos interconectados en una Barra Simple.

La desventaja de este arreglo es que no proporciona flexibilidad operativa. Las fallas que ocurran en la barra provocarán que las protecciones abran todos los circuitos conectados. Además, el mantenimiento de los interruptores requiere que el circuito involucrado salga de servicio. Pero, se puede tomar la ventaja de programar el mantenimiento de todo ese circuito y su sistema de protección al mismo tiempo. Adicionalmente, se puede conectar un transformador de potencial (TP) en la barra para suplir la tensión a los equipos de protección de todos los circuitos.

2. Barra simple seccionada con interruptor de enlace

Este tipo de arreglo de barra es utilizado cuando hay gran número de circuitos interconectados. Se usa en Subestaciones Eléctricas Industriales, porque proporciona flexibilidad cuando la S/E es alimentada por dos fuentes separadas.

Una fuente se conecta a cada barra y se permite la operación sin importar que el interruptor de enlace se encuentre abierto o cerrado. Tal como se muestra en la siguiente Figura, donde los circuitos 1 y 3 representan las fuentes de las barras A y B respectivamente. Si se pierde una fuente, todos los circuitos asociados se pueden alimentar por la otra fuente cuando se cierra el interruptor de enlace. En este caso, se aplican zonas de protección diferencial de barra por separado, una zona de protección para cada barra. LA zona de protección es delimitada a través de los TC utilizados por cada relé de protección. Si falla una barra, aún se permite el servicio de la S/E por medio de la otra barra.

3. Doble barra con interruptor de enlace

El arreglo de Doble Barra con Interruptor de Enlace proporciona alta flexibilidad para la operación del sistema. Consiste en dos barras paralelas con un interruptor de potencia para enlazarlas.

Es decir, cualquier línea puede operar desde cualquier barra. Las barras pueden operar juntas (con el interruptor de enlace cerrado) como se muestra en la siguiente Figura. Ó pueden operar independientemente (con el interruptor de enlace abierto). En este caso, una barra puede usarse como barra de transferencia si un interruptor de línea sale de servicio. La desventaja de este arreglo es que se complica la distribución de las zonas de protección. Se requieren dos zonas diferenciales, una para cada barra.

En esta Figura se muestra que por medio de las posiciones de los seccionadores los circuitos 1 y 2 están conectados a la Barra 1. Mientras que, los circuitos 3 y 4 están conectados a la Barra 2. En caso de que la distribución de los circuitos en las barras cambie, cambiará la zona de protección diferencial de cada barra.

Si ocurre una falla en alguna barra, se requerirá el disparo de todos los circuitos conectados a la barra al mismo tiempo. Pero la otra barra no es afectada. Si la falla ocurre en el interruptor de enlace, se deben disparar las protecciones de ambas barras y de todos los circuitos.

Existen más tipos de arreglos de barra en las subestaciones eléctricas que suelen ser más complejas y que requieren un criterio de protección más robusto.

→ Artículo Recomendado: ¿Es necesario modernizar los sistemas de protecciones?

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Las fallas son eventos no planeados que pueden ocurrir en cualquier sistema de potencia. Por lo tanto, se debe agregar un sistema de protección que minimice el impacto del daño de las fallas. De esta manera, garantizaríamos la continuidad del servicio eléctrico en los demás circuitos del sistema que no estén directamente relacionados con la falla.

Por lo general, la topología del sistema de potencia y su nivel de tensión intervienen en las principales causas de las fallas. Para cada tipo de topología se debe diseñar un sistema de protecciones diferente que se ajuste a la exposición de fallas de cada caso particular.

Fallas propias al Sistema Eléctrico de Potencia

Las fallas en los sistemas eléctricos de potencia son propias si involucran a un equipo primario (transformador de potencia, línea de transmisión o de distribución, barra colectora, entre otros). Cada equipo primario podría estar vinculado a condiciones anormales de sobrecorriente, sobretensión, baja tensión o de frecuencia y requieren ser desconectados para evitar daños mayores. Estos tipos de fallas se pueden clasificar en:

• Fallas en paralelo (cortocircuito a tierra o entre fases),
• Fallas en serie (apertura de la conexión, polo abierto de un interruptor o ruptura de conductor de fase),
• Ó una combinación de las anteriores, denominada “falla de campo cruzado” (conocida en inglés como cross country fault).

Algunas estadísticas internaciones en países con niveles ceráunicos moderados, indican los siguientes resultados estadísticos de fallas en los sistemas de potencia:

• Más de 75% de las fallas ocurren en las líneas y en cables.
• Menos del 15% de las fallas ocurren en transformadores de potencia y reactores en derivación.
• Las fallas en barras pueden ocurrir hasta en un 7%.

Una distribución típica de fallas tipo derivación en un sistema de alta tensión puede ser como sigue:

• Fallas monofásicas, 72% generalmente causadas por rayos.
• Fallas bifásicas, 22% muy comunes en zonas contaminadas.
• Fallas trifásicas, 6% aparecen usualmente con el uso de equipos trifásicos.

Fallas ajenas al Sistema Eléctrico de Potencia

Las fallas en los sistemas eléctricos de potencia son ajenas cuando consisten en disparos no deseados que ocurren en ausencia de una falla propia del sistema. Es decir, sin condiciones anormales de corriente, tensión, frecuencia, etcétera. Sus causas principales son fallas en el cableado o en los elementos secundarios (como los relés), ajustes indebidos o errores humanos. Estas fallas están más asociadas a los transformadores de potencia, porque las protecciones mecánicas operan algunas veces por error.

Clasificación de Fallas según sus Causas

Las fallas se pueden clasificar por sus causas como las siguientes:

Fallas o perturbaciones esperadas

Las fallas o perturbaciones esperadas son causadas por factores ambientales, como las descargas atmosféricas o ciertos tipos de animales en líneas de transmisión. Algunas sobrecargas y sobretensiones también son esperadas cuando se derivan de operaciones de maniobra programadas.

Fallas impredecibles

La mayoría de las fallas impredecibles en los sistemas eléctricos de potencia están relacionadas con eventos ambientales, como por ejemplo:

• Movimientos telúricos de gran magnitud
• Rayos con magnitudes de corriente superiores a 200 kA en las vecindades de las instalaciones
• Vientos anormales, avalanchas e inundaciones.
• Exagerada contaminación ambiental (cercano a complejos industriales).
• Atentados, entre otros.

Fallas originadas por un diseño deficiente

En algunos casos existen fallas originadas por un diseño deficiente. Esto se refleja en equipos o instalaciones mal seleccionados, ausencia de pararrayos, insuficientes dispositivos de protección, de puesta a tierra o de apantallamiento.

Fallas originadas en la fabricación o transporte

Son fallas que se deben al uso de materiales de mala calidad, o su mal manejo. También pueden deberse a ambientes inadecuados de almacenamiento de los materiales, insuficiencias en el control de calidad o defectos de diseño de los productos.

Fallas causadas por la construcción y el montaje

Las fallas más comunes de este tipo tienen su origen con el uso inadecuado de herramientas, conectores, cables y con el maltrato a los equipos.

Fallas en la operación o en el mantenimiento predictivo

Las fallas en la operación o en el mantenimiento predictivo ocurren al permitir sobrecargas o sobretensiones excesivamente prolongadas o repetitivas. Si las sobrecargas son frecuentes, el envejecimiento de los equipos se acelera.

Fallas en el mantenimiento preventivo

Las fallas en el mantenimiento preventivo están relacionadas con la conservación y sostenimiento de las instalaciones. Si las instalaciones están sujetas a un alto grado de contaminación ambiental, requieren mayor mantenimiento de limpieza para evitar fallas en los aisladores. Si las instalaciones están ubicadas en zonas con vegetación, están sujetas a que la vegetación sea la razón de la falla.

Disparos indeseados causados por errores humanos

Los disparos indeseados causados por errores humanos consisten en la ejecución del comando de apertura de un interruptor que no está involucrado con una falla. En estos casos, la apertura errónea ocasiona perdida de selectividad en los circuitos que deberían mantener continuidad de servicio eléctrico.

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