Renovables en la red: estabilidad y medida

Una planta solar de 2 MW en un alimentador rural de 11 kV puede cumplir su previsión anual de producción y, aun así, perder generación cada mediodía despejado de verano. La exportación eleva la tensión hacia el límite superior y el controlador recorta la potencia para respetar la oferta de conexión. El 9 de agosto de 2019 falló un límite parecido a escala del sistema británico. Aproximadamente 500 MW de generación distribuida se desconectaron por su propia protección de pérdida de red durante una falta de transmisión y contribuyeron a la caída de frecuencia hasta 48,8 Hz.

En ambos casos, cada planta obedeció sus ajustes. El problema apareció en un límite: tensión de alimentador en el primero, ajuste de protección repetido en muchas instalaciones en el segundo. Esta guía explica la física de esos límites, las medidas que abordan cada uno y qué debe medirse en la conexión de una planta renovable. En un proyecto real, los requisitos vienen del acuerdo de conexión, código de red y contrato de servicios. Léalos primero.

Qué comprende la integración de renovables en la red

La Agencia Internacional de la Energía clasifica los sistemas en seis fases de integración eólica y solar. En fase 1 no hay efecto significativo en el sistema; en fase 6 el suministro procede casi enteramente de estas fuentes. Su revisión de 2024 prevé que casi dos tercios de las adiciones eólicas y solares hasta 2030 se conecten en sistemas de fases 1 a 3. En ellos ayudan mucho mejores previsiones y despacho, refuerzo de red y respuesta industrial a la demanda. Los sistemas con cuotas instantáneas altas encuentran primero los problemas de estabilidad. Irlanda es uno: EirGrid y SONI operan el sistema de toda la isla con penetración no síncrona (SNSP) de hasta el 75 %, cuota de potencia que atraviesa convertidores en un momento dado.

Estas cuestiones interactúan, pero resolver una rara vez resuelve otra. Una batería puede aliviar un límite de exportación sin corregir coordinación de protecciones. Un monitor que registra una excursión de tensión cada 20 ms no la elimina.

Aumento de tensión y capacidad de red

Las redes de distribución se diseñaron para flujo unidireccional de la subestación primaria hacia la carga. La exportación invierte la caída de tensión del alimentador. Una primera estimación de la subida en el punto de conexión es:

ΔV / V ≈ (P × R + Q × X) / V²

P y Q son las potencias activa y reactiva exportadas por la planta (Q es negativa cuando absorbe reactiva). R y X son resistencia y reactancia de la red hasta la fuente y V, tensión entre líneas.

Considere una planta de 2 MW a factor de potencia uno en alimentador de 11 kV, con R = 1,5 Ω y X = 1,2 Ω hasta la subestación. La subida es (2 × 10⁶ × 1,5) ÷ (11 × 10³)² = 2,5 %. Configure ahora los inversores a factor de potencia 0,95 absorbiendo reactiva. Q = −0,66 Mvar; el término reactivo es −0,66 × 10⁶ × 1,2 ÷ (11 × 10³)² = −0,65 %. La subida neta baja a unos 1,8 %.

Aquí la absorción reactiva solo recupera una cuarta parte, porque R supera X. En transmisión, donde X es muchas veces R, el mismo factor compensa más. La absorción ocupa capacidad del inversor: a 0,95, la planta necesita 2,1 MVA, así que un conjunto de inversores de 2 MVA debe reducir potencia activa a 1,9 MW. La calculadora de kW, kVA, kvar y factor de potencia relaciona P, Q, S y factor en un punto operativo.

Un estudio de conexión incorpora condiciones que fijan el límite real: demanda mínima con generación máxima, cambiadores de toma con flujo inverso, configuraciones de corte y otros proyectos del mismo alimentador. La misma aritmética de capacidad sirve para importación. La calculadora de capacidad de carga de VE comprueba cuánta carga admite una instalación dentro de su límite de importación, intervalo por intervalo.

Frecuencia, inercia y pérdida de red

La frecuencia es común a toda una zona síncrona y varía con el equilibrio entre generación y demanda. En Gran Bretaña, el operador debe mantenerla entre 49,5 y 50,5 Hz y normalmente la conserva entre 49,8 y 50,2 Hz.

En los primeros momentos tras perder generación de repente, solo la energía cinética de máquinas giratorias se opone al cambio. La velocidad inicial de cambio de frecuencia (RoCoF) es aproximadamente:

RoCoF = ΔP × f₀ / (2 × Eₖ)

ΔP es la generación perdida en MW, f₀ son 50 Hz y Eₖ la energía cinética de máquinas sincronizadas en MW·s. Un generador síncrono almacena aproximadamente de 2 a 10 segundos de su potencia nominal (constante de inercia H); un inversor FV, ninguna. Con 150.000 MW·s en el sistema, perder 1.000 MW da 1.000 × 50 ÷ (2 × 150.000) = 0,17 Hz/s. Con la mitad de generación síncrona conectada, la misma pérdida da 0,33 Hz/s.

Importa porque la protección de pérdida de red de generación distribuida también mide RoCoF. El 9 de agosto de 2019, un rayo en una línea de transmisión inició esta secuencia:

1. Alrededor de 150 MW de generación distribuida se desconectaron por protección de salto vectorial al producirse la falta.
2. El parque eólico marino Hornsea One perdió 737 MW y se desconectó la turbina de vapor Little Barford de 244 MW.
3. La frecuencia descendente desconectó otros 350 MW de generación distribuida con protección RoCoF ajustada a 0,125 Hz/s.
4. La pérdida total llegó a 1.481 MW. El operador mantenía reserva para 1.000 MW, entonces la mayor aportación individual.
5. Después se desconectó una turbina de gas Little Barford de 210 MW. La frecuencia cayó a 48,8 Hz y la desconexión de demanda por baja frecuencia retiró 931 MW, aproximadamente 1,1 millones de clientes.

Gran Bretaña respondió con el Accelerated Loss of Mains Change Programme. Donde se utilice RoCoF para pérdida de red, el ajuste es ahora 1 Hz/s con retraso definido de 500 ms y debe retirarse el salto vectorial. Es obligatorio desde el 1 de septiembre de 2022. Irlanda usa la misma cifra del lado del sistema: desde mayo de 2023 EirGrid y SONI operan con límite RoCoF permanente de ±1 Hz/s.

Tras la inercia actúan servicios de respuesta de frecuencia, con escalas que difieren en un orden de magnitud:

Un inversor de batería puede cambiar la salida en una fracción de segundo, pero solo con margen de potencia reservado y después de medir el cambio de frecuencia. Pruebe toda la cadena desde la entrada de frecuencia hasta la variación medida en el punto de conexión. La guía de respuesta dinámica trata servicios británicos; la guía FCAS, la medición y verificación australiana.

Clases de estabilidad en sistemas dominados por convertidores

La clasificación IEEE/CIGRE de 2004 tenía tres clases: estabilidad de ángulo del rotor, tensión y frecuencia. El informe IEEE PES TR-77 de 2020 conserva esas clases y añade dos para sistemas con mucha electrónica de potencia:

• La estabilidad de resonancia comprende oscilaciones por intercambio de energía entre líneas con compensación serie y ejes de turbinas-generadores (resonancia torsional), o entre compensación serie y controles eléctricos del generador, como en turbinas eólicas de doble alimentación (resonancia eléctrica).
• La estabilidad impulsada por convertidores comprende interacciones entre bucles de control de convertidores, red y otros convertidores. El informe distingue interacciones rápidas con la dinámica electromagnética de la red y lentas con su dinámica electromecánica.

Indique clase, perturbación y escala temporal en el estudio. El colapso lento de tensión puede estudiarse con modelos fasoriales RMS. Una interacción de control entre dos convertidores suele requerir modelos de transitorios electromagnéticos (EMT) de ambos.

Fortaleza del sistema

La relación de cortocircuito (SCR) es la primera comprobación habitual: nivel de falta trifásica en MVA en el punto de conexión dividido por la potencia de la planta en MW. Una planta de 50 MW en nodo de 33 kV con nivel de falta de 150 MVA tiene SCR de 3. Cuanto menor la SCR, más se mueve la tensión ante un cambio de corriente inyectada y más difícil le resulta seguirla a un inversor seguidor de red.

La guía NERC para redes de baja potencia de cortocircuito advierte de que la SCR simple resulta optimista si hay varias plantas próximas, por sus interacciones. Describe SCR ponderada (WSCR) y compuesta. ERCOT usó estudios EMT detallados en PSCAD para fijar un umbral WSCR de 1,5 en Panhandle; por debajo exige modelos más detallados. Las soluciones habituales son compensadores síncronos, convertidores formadores de red y refuerzo de red.

Inversores seguidores y formadores de red

Un inversor seguidor mide la tensión de red mediante un bucle de enganche de fase e inyecta corriente controlada. Uno formador establece magnitud y fase de su propia tensión; la corriente circula en respuesta a la red, como en una máquina síncrona. Ambos comparten el límite de los semiconductores. Los controles del convertidor mantienen la corriente de falta cerca de la nominal; una máquina síncrona aporta varias veces su nominal durante los primeros ciclos. Al sustituir máquinas por convertidores, compruebe las protecciones que dependen de esa corriente. La hoja de ruta de NREL sobre inversores formadores plantea cuestiones pendientes, incluido su comportamiento al limitar corriente y en sistemas con muchos formadores.

Permanencia ante faltas, protección y perturbaciones

Los códigos de conexión especifican la permanencia como una envolvente de tensión frente al tiempo. La planta debe mantenerse conectada mientras la tensión permanezca dentro de ella. IEEE 1547-2018 define tres categorías de comportamiento anormal (I, II y III) para recursos distribuidos norteamericanos. En Europa, el código RfG (Reglamento 2016/631) fija requisitos por tipo de generador, de A a D. En Gran Bretaña, G99 coloca los límites de tipo en 1, 10 y 50 MW para conexiones inferiores a 110 kV.

Dos eventos muestran fallos de estos ajustes. El 28 de septiembre de 2016, tormentas derribaron tres líneas de transmisión en Australia Meridional. Cinco faltas en 87 segundos causaron seis caídas de tensión. El informe final de AEMO halló que ocho de nueve parques eólicos afectados tenían una protección que admitía solo un número preestablecido de caídas en dos minutos. Las turbinas soportaron cada caída por separado y redujeron potencia al superarse el número. Se produjo una reducción sostenida de 456 MW en menos de siete segundos. Unos 700 ms después, la importación por el interconector Heywood desde Victoria aumentó hasta activar una protección especial que desconectó el interconector. El estado sufrió entonces un apagón total.

El segundo evento ocurrió en la demanda. El 8 de mayo de 2025, una falta transitoria remota en el sistema de toda Irlanda redujo inmediatamente 387 MW de demanda de centros de datos, el 52 % de la carga de esos centros entonces. EirGrid y SONI indican que tras estas faltas se recupera la generación mientras parte de la demanda sigue desconectada, por lo que sube la frecuencia. Si también se pierde la exportación HVDC, el desequilibrio podría superar 1.150 MW. Los operadores mantuvieron la inercia mínima por encima de lo previsto y aplazaron la prueba del 80 % de SNSP. Preparan además una modificación del código de red con perfil de permanencia tensión-tiempo para grandes consumidores.

La protección y la permanencia tiran en sentidos opuestos. Una desconexión temprana agrava el evento, como muestran ambos casos; tardía puede dañar equipos o mantener energizada una isla. El estudio de protecciones determina el equilibrio y la puesta en servicio debe demostrar que el relé conserva los ajustes aprobados.

Medidas de integración y problemas que resuelven

Baterías para integrar renovables

Una batería tiene dos límites simultáneos: potencia y energía. Considere una de 10 MW / 20 MWh contratada para 10 MW de Dynamic Containment en ambos sentidos. NESO indica hasta 15 minutos de entrega. Debe reservar 10 MW × 0,25 h = 2,5 MWh para descargar y otros 2,5 MWh de espacio para cargar. Su energía almacenada debe permanecer entre 2,5 y 17,5 MWh antes de pérdidas de ciclo, ventana utilizable del fabricante y margen adicional del proveedor. Los 10 MW ya están comprometidos: no queda potencia para operar en el mercado mayorista durante esas horas. Para combinar servicios, el operador reparte los MW y cada servicio reserva también su parte de energía.

El sistema de gestión de baterías controla estado de carga, temperatura de celdas y límites de seguridad. Un contador AC independiente en la conexión de la batería verifica potencia y energía en ambos sentidos; no puede reconstruir el estado de las celdas ni demostrar su seguridad. La guía de baterías para respuesta a la demanda explica cómo registrar disponibilidad, respuesta solicitada y lograda, datos obsoletos y retirada en el límite de instalación.

Respuesta a la demanda y centrales virtuales

La demanda flexible puede reducir consumo durante escasez o congestión y aumentarlo cuando sobran renovables. Un agregador o central virtual coordina estos activos; cada uno necesita respuestas escritas a:

1. Qué puede controlarse y qué límite de proceso o seguridad prevalece siempre.
2. Cuánto puede subir o bajar ahora la demanda y durante cuánto tiempo.
3. Qué rebote se produce después del evento.
4. Quién puede ordenar y cómo se autentica la orden.
5. Qué hace el activo cuando comunicaciones o medidas quedan obsoletas.
6. Qué contador y referencia se usan para liquidar el servicio.

Solicitud, confirmación y respuesta neta en el punto de conexión son tres registros distintos. La calculadora de eventos de respuesta a la demanda compara potencia durante evento y rebote con sus referencias, intervalo por intervalo. La página Respuesta a la demanda y VPP explica la arquitectura general.

Capas de control y medida en la instalación

Solo las tres primeras capas actúan con suficiente rapidez durante una perturbación. Una pasarela no es protección y una plataforma en la nube no es controlador de planta. La guía de arquitectura SCADA distingue telemetría, autoridad de control, alarmas y enclavamientos de seguridad.

Puntos e intervalos de datos de una planta renovable

El contrato de conexión y la pregunta operativa determinan la lista de puntos. En la conexión y cada grupo de generación o almacenamiento suele incluir:

• tensión y corriente por fase;
• potencias activa, reactiva y aparente, con convención de signo escrita;
• energías de importación y exportación como acumulados separados;
• frecuencia;
• estados de planta, inversores, interruptores y controlador;
• consignas de potencia activa y reactiva, y qué sistema emitió cada una;
• indicadores de recorte, alarmas y señales de protección;
• estado de carga y límites de batería leídos de su sistema de gestión; y
• hora de origen, hora de recepción y marca de obsolescencia en cada valor.

Documente por separado cada retraso de la cadena. Considere una batería contratada para Dynamic Containment, que debe entregar toda la respuesta en 1 s. Si el bucle de control atraviesa una plataforma en la nube, una muestra de contador cada 1 s, un sondeo de pasarela cada 1 s, publicación cada 5 s y 2 s de procesamiento ya suman 9 s antes de emitir la orden. La respuesta debe calcularse localmente a partir de frecuencia local; la telemetría informa después de lo ocurrido.

Conciliar el punto de conexión

Use una sola convención: importación positiva y exportación negativa. Así, demanda de la instalación = producción FV + potencia en el punto de conexión.

A las 12:30 de un día despejado, el contador FV independiente indica 820 kW y el del punto de conexión, −310 kW. La demanda es 820 − 310 = 510 kW. Los registros de inversores suman 842 kW. La diferencia de 22 kW (2,7 %) podría reflejar pérdidas en cables y transformador entre los bornes de los inversores y el contador FV, junto con la incertidumbre de ambos sistemas de medida. Compruebe los límites de medición, la alineación temporal, las relaciones de los TC y la calibración antes de atribuir una causa. Una diferencia cercana al 2,7 % durante el día es una observación repetible, no una prueba de pérdidas en la instalación. Un cambio brusco exige investigar un posible canal de contador averiado, un TC modificado o un inversor que transmita valores incorrectos.

Ahora imponga un límite de exportación de 250 kW. Al día siguiente despejado, el contador de conexión se mantiene en −250 kW durante dos horas mientras sigue aumentando la irradiancia en el plano de los módulos. El controlador recorta producción. Tres señales distinguen esto de una avería: exportación plana en el límite, todos los inversores reducen juntos y el controlador indica recorte. En una avería, cae uno frente a sus vecinos y la exportación baja por debajo del límite.

Monitorización del rendimiento fotovoltaico

IEC 61724-1 define las medidas y métodos de monitorización FV. Su métrica central es la relación de rendimiento: PR = Yf / Yr. El rendimiento final Yf es energía AC dividida por potencia DC nominal de módulos (kWh/kWp). El de referencia Yr es irradiación en plano dividida por irradiancia de referencia de 1 kW/m².

Por ejemplo, un campo de 1.000 kWp entrega 4.800 kWh un día con 6,0 kWh/m² de irradiación en el plano. Yf = 4,8 h, Yr = 6,0 h y PR = 0,80.

La temperatura del módulo mueve el PR estacional de una planta sana. Con coeficiente de potencia −0,35 %/°C, a 55 °C frente a 25 °C nominales produce 30 × 0,35 = 10,5 % menos de su potencia nominal. Por eso el PR estival es menor que el invernal. IEC 61724-1 también define relaciones corregidas por temperatura para comparar estaciones.

Marque las horas recortadas antes de calcular PR; de otro modo el límite de exportación anterior aparece como bajo rendimiento. Para calcular PR y localizar pérdidas, mida:

• irradiancia en plano con piranómetro o célula de referencia al ángulo de los módulos;
• temperatura de módulos, con el coeficiente de la ficha;
• salida AC de cada inversor, para detectar desconexión o recorte por capacidad;
• corriente y tensión de cadenas o MPPT tomadas del inversor, para detectar cadena fallida, fusible fundido o sombra; y
• importación y exportación en la conexión, para autoconsumo y límite de exportación.

Compare cada inversor con los vecinos el mismo día. Un fallo de cadena o desconexión aparece como escalón; suciedad y degradación como caída lenta respecto a la irradiancia.

Diseño y puesta en servicio de integración en red

Pasos de diseño:

1. Marque punto de conexión, límite de titularidad y todas las posiciones de medida en el esquema unifilar.
2. Obtenga el contrato de conexión vigente, código de red, requisitos de protección y especificación de servicios si la hay.
3. Estudie flujo de carga, nivel de falta, protecciones, calidad eléctrica y fenómenos de estabilidad identificados, en condiciones normales y de corte.
4. Asigne protección, control de inversores, control de planta, contadores de liquidación, monitorización operativa y comunicaciones a equipos identificados.
5. Registre envolvente de potencia activa y reactiva, rampas, margen, duración de energía y estado seguro ante fallos.
6. Defina contrato de datos: identidades de puntos, unidades, signos, marcas temporales, obsolescencia, intervalos y retención.
7. Autentique instrucciones, limite emisores, registre confirmaciones y conserve vetos locales de seguridad o proceso.

Comprobaciones de puesta en servicio:

• Confirme que cada contador y transductor está en el límite documentado.
• Verifique asociación de fases, orientación de TC, referencias de tensión, relaciones y signos de importación y exportación durante periodos conocidos de ambos flujos.
• Concilie salida FV, intercambio en conexión y demanda en al menos dos estados operativos.
• Pruebe consignas activas y reactivas solo mediante procedimiento aprobado y acotado; compruebe cuál prevalece cuando ambas alcanzan el límite de corriente.
• Mida límites de rampa, bandas muertas y tiempo de establecimiento en la conexión.
• Compruebe relojes de controlador, pasarela, historiador y receptor frente a tolerancia declarada.
• Interrumpa cada ruta de comunicación y demuestre indicación de obsolescencia, respuesta local, almacenamiento y recuperación.
• Demuestre que una orden antigua o reenviada no puede pasar como instrucción actual.
• Compare contador operativo con el de liquidación y registre diferencia esperada.
• Registre modelo, firmware, ajustes y revisión de configuración del resultado aceptado; repita pruebas pertinentes tras cambios.
• Mantenga las pruebas de protección y permanencia dentro del procedimiento técnico y de seguridad autorizado.

Monitorización de una planta renovable con EpiSensor

El hardware EpiSensor cubre la monitorización operativa. Un ZEM-65 mide por separado salida FV y conexión de red, independientemente de los inversores. Tiene clase 0.5S según IEC 62053-22 con sus sensores de corriente y mide frecuencia con precisión ±0,01 Hz. Un ZMB-31 lee registros de inversor (cadenas, estado y alarmas) por Modbus RTU sobre RS-485. Un ZIO-20 recoge una señal de 4 a 20 mA de un transmisor de irradiancia o temperatura de módulo. La ZGW-20 ejecuta EpiSensor Edge, que calcula la demanda por balance, conserva historial local, aplica reglas y exporta por MQTT o HTTP.

Para respuesta de frecuencia, los controladores ZDR muestrean al menos cada 100 ms con resolución de 0,01 Hz. ZDR-22 envía una consigna variable a una batería o SAI por Modbus: la respuesta se calcula en la instalación. ZDR-21 y ZDR-22 registran cada evento cada 20 ms con hora GPS. Ninguno sustituye los relés de protección, controlador de planta o contador de liquidación.

La guía de monitorización FV muestra la ubicación de los contadores. Para una conexión a red, acuerde antes de instalar:

• contador oficial del punto de conexión y convención de signo;
• si cada valor sirve como prueba operativa, de cumplimiento o de liquidación;
• intervalo de medida, fuente de hora y límite de vigencia de cada punto;
• qué sistema es dueño de consignas y permisos de control;
• qué hace localmente la instalación cuando fallan datos, nube o comunicaciones;
• cómo se marcan para el receptor los datos almacenados y reenviados; y
• quién responde de estudios, puesta en servicio, cualificación del servicio y cambios posteriores.