El despliegue a gran escala de recursos energéticos renovables y distribuidos se está convirtiendo en el pilar de la transición de la red eléctrica hacia un futuro energético sostenible. Si bien el progreso en esta área ha sido positivo, existen desafíos técnicos importantes, así como variación de los métodos tradicionales de protección para garantizar la confiabilidad y mantener la estabilidad de la red de distribución. En los sistemas de distribución modernos con generación localizada en la red de media tensión, se requieren nuevas técnicas de protección que identifiquen los escenarios del fenómeno conocido como "isla" ("islanding"). La técnica principal de protección pasiva utilizada hoy en día es la tasa de cambio de frecuencia, o ROCOF. En este artículo cubrimos brevemente esta funcionalidad.

Escenario de Aplicación

Atrás quedaron los días del modelo tradicional de generación centralizada de sistemas de energía. En Queensland, Australia, la generación fotovoltaica residencial supera los 4 GW , lo que constituye un activo de generación cuantitativamente mayor que cualquier planta de generación de energía convencional en toda Australia. Los recursos energéticos distribuidos a escala de red están proliferando a un ritmo vertiginoso, ya que el costo marginal de generación es efectivamente cero una vez que se ha invertido el capital para crear un parque eólico o una instalación fotovoltaica a escala de red.

Dejando a un lado la economía, el desafío de mantener la estabilidad de la red en casos de generación distribuida plantea un nuevo desafío a los ingenieros de protección. Entre los temas claves está la formación de una "Isla"; un escenario en el que una subsección de la red se desconecta del resto de la red eléctrica, respaldada solo por su fuente de energía distribuida local (Distributed Energy Resource - DER).

Desde un punto de vista técnico, para que la subsección aislada de la red subsista, la Potencia real y reactiva consumida por la carga debe coincidir estrechamente con la generación, un escenario que eventualmente se consideró improbable, sin embargo, experiencias registradas en países como Brasil y España han demostrado que los escenarios del fenómeno Isla se pueden mantener durante un tiempo considerable, (Dysko © 2013). La probabilidad de lesiones y/o daños en los equipos en estas condiciones sigue siendo objeto de intrincados debates. Los estándares técnicos actuales en la mayoría de los países a nivel mundial exigen que el fenómeno isla sea detectado, y la generación sea suspendida por razones de seguridad.

Para resolver este problema, se ha desarrollado un conjunto de funciones de protección que detectan la condición de aislamiento desde la perspectiva del generador. La protección ROCOF es la técnica anti-isla por excelencia, junto con otras técnicas pasivas como el Cambio de Vector de Voltaje (VVS) y la protección direccional de potencia. También existen técnicas activas, típicamente motivadas por dispositivos electrónicos de potencia como inversores, no obstante, para métodos actuales que involucran equipos de maniobra y relés de protección, las técnicas pasivas son las más utilizadas. Las técnicas de protección pasiva también tienen sus limitaciones, sin embargo, con un conocimiento profundo de los principios de operación de la protección, los ingenieros pueden optimizar el rendimiento de estas características y hacer un juicio seguro y prudente a la hora de ser aplicados.

ROCOF

Fundamentalmente, la protección ROCOF examina la frecuencia del voltaje en un punto, comparándola para obtener una estimación de su variación en función del tiempo. El principio conceptual de la operación es que la estabilidad de la red exige que haya equilibrio entre la carga y la fuente de generación. Si ocurre un desequilibrio, la frecuencia aumentará o disminuirá en función del exceso o del déficit de generación, respectivamente. En el caso que una sección de la red con una fuente de energía Renovable se aislé, la probabilidad de una discordancia entre la carga y la generación es alta, por tanto, la frecuencia se ajustará. Esta variación puede ser detectada por los dispositivos de protección del generador que operarían para desenergizar la sección afectada. Por supuesto, este principio expone también una limitación, si en la sección aislada de una red, la carga y la generación se igualan, la protección ROCOF no detectaría este escenario. Los ingenieros de protección deben conocer esta zona de no detección y diseñar los esquemas de mitigación correspondientes.

Cuanto mayor sea el desbalance entre la carga y la generación, mayor será el valor de ROCOF estimado durante el inicio de la isla. También es importante tener en cuenta que caídas momentáneas y significativas de tensión durante la operación de la red, pueden resultar en valores de ROCOF, que, aunque considerables en magnitud, son generalmente temporales. En estos casos, para evitar su operación, normalmente se aplica un tiempo de configuración de 500 ms. Valor estimado con base en el principio que las caídas de voltaje no relacionadas con el aislamiento no deben perdurar un mayor tiempo.

A medida que se reduce la inercia de la generación de la red, los valores de ROCOF generalmente se incrementan, desatando fluctuaciones de la frecuencia más amplias cuando hay perturbaciones. Valores altos de ROCOF pueden ser desastrosos para las fuentes convencionales de generación. El deslizamiento de polos puede ocurrir cuando se experimentan valores de fluctuación de frecuencia entre 1.5Hz / s y 2Hz / s. Cuando el factor de potencia está en adelanto, el deslizamiento de polos pueden ocurrir a valores tan bajos como 1Hz / s (Palermo, 2016).

Los estándares globales para la configuración de esta protección varían. Por ejemplo, el límite de valores de ROCOF en general para Irlanda es de 0.5Hz / s, siendo para Irlanda del Norte 1Hz / s. El límite aplicado a la Red Nacional del Reino Unido asociado a sistemas de generación puestos en servicio a partir de julio del 2016 es 1 Hz / s, sobre 500 ms. Las Reglas Nacionales de Electricidad de Australia citan un estándar de entrada mínimo de 1 Hz / s - 1 segundo, y 4Hz / s - 250 ms. Los proveedores de servicios de red de distribución (Distribution Network Service Providers -DNSP) tienen sus propios límites, que a menudo son más exigentes que los de los organismos reguladores de red. Se incluye a continuación ejemplos de Australia en la Tabla 1.

*Sujeto a modificaciones de las normas. Para valores actuales, se debe confirmar con los DNSP locales.

¿Qué significa esto para los proyectos de ingeniería que integran generación renovable y distribuida?

En Australia, la conexión de generación distribuida a escala de red exige la inclusión de la protección ROCOF. Si bien los valores operativos prescritos pueden actualizarse, todos los proyectos requieren la capacidad de detectar y operar en estos valores.

Dado que las fuentes de energía renovable suelen mostrar corrientes de falla máxima más bajas que las que ocurren en los casos de generación sincrónica, el reconectador OSM de NOJA Power se ha aplicado cada vez más como interruptor de conexión en este tipo de instalaciones. El controlador NOJA Power RC-20 incluye la funcionalidad ROCOF como estándar, mientras que el controlador RC-10/15 la incorpora a partir de la versión de firmware 1.24. Con estas características disponibles, los ingenieros de protección pueden cumplir con los requisitos estándar de acceso solicitados por AEMO, utilizando un producto integrado estándar.

“ROCOF está disponible para todos los usuarios de nuestros productos RC-10, RC-15 y RC-20", manifiesta Neil O’Sullivan, Director Ejecutivo del grupo NOJA Power. "Los equipos existentes pueden tener la función ROCOF mediante la actualización de su firmware sin costo alguno. La funcionalidad ROCOF a menudo es de carácter obligatorio por la regulación local. Nuestros reconectadores pueden ser utilizados para aislar redes operando en modo Isla y así cumplir con las obligaciones del regulador”.

Referencias
1. Dysko, A. (2013), Loss of Mains Protection, University of Strathclyde Engineering presentation.

2. Palermo, J. (2016). International review of frequency control adaptation. 179.