El Departamento de Energía de Estados Unidos define una microrred como un conjunto de cargas interconectadas y recursos energéticos distribuidos dentro de límites eléctricos claramente definidos que actúa como una sola entidad controlable respecto de la red. Puede conectarse a la red y desconectarse de ella, por lo que funciona conectada o en isla.
La mayor parte de la ingeniería corresponde al modo isla. Operar fotovoltaica y una batería en paralelo con la red es un proyecto convencional detrás del contador. Formar una isla exige una fuente que establezca tensión y frecuencia, suficientes kVA para los escalones de carga, suficientes kWh para la interrupción, protecciones capaces de despejar fallos y un retorno controlado a la red. La microrred justifica ese coste cuando una interrupción cuesta a la instalación más que el controlador, la aparamenta, el almacenamiento y los estudios.
Componentes de una microrred
Generación
Para funcionar en isla importa si una fuente forma la red o la sigue. Un inversor seguidor de red mide la tensión de la red e inyecta corriente sincronizada con ella. Casi todos los inversores fotovoltaicos funcionan así. Al perder la red, no tienen una referencia que seguir y la protección contra pérdida de red los desconecta. IEEE 1547-2018 exige que un recurso energético distribuido detecte una isla no intencionada y deje de energizarla en un plazo de 2 s. En Gran Bretaña, G99 establece la protección contra pérdida de red por tasa de variación de frecuencia (RoCoF) en 1 Hz/s, con retardo de 0,5 s, y no acepta el salto vectorial.
Una fuente formadora de red establece por sí misma tensión y frecuencia. Un generador síncrono lo hace por naturaleza. Un inversor de batería solo lo hace si dispone de modo formador de red y el controlador lo selecciona. Una vez que esa fuente sostiene la isla, los inversores fotovoltaicos seguidores detectan una tensión estable, se reconectan tras su retardo de arranque y aportan energía.
Los generadores diésel y de gas son despachables, pero tardan en arrancar. Un grupo de emergencia NFPA 110 Tipo 10 restablece la alimentación en un plazo de 10 s tras la interrupción; un grupo que funciona mucho tiempo con poca carga acumula combustible sin quemar. NFPA 110 usa el 30 % de la potencia nominal en kW como carga mínima en la prueba mensual, y esa cifra es un límite inferior razonable para el funcionamiento en isla. La cogeneración sigue la demanda térmica, de modo que su potencia eléctrica solo está disponible mientras exista esa demanda.
Almacenamiento
En muchas microrredes modernas, el inversor de batería forma la red durante los primeros segundos u horas de la isla. Dimensiónelo de dos maneras. Su potencia nominal en kVA debe alimentar la carga conservada, incluida la potencia reactiva y la corriente de arranque de motores. Sus kWh útiles por encima del estado de carga mínimo reservado por el controlador determinan cuánto dura la isla antes de arrancar un generador o desconectar cargas. El ejemplo siguiente muestra ambas dimensiones.
Cargas
Agrupe las cargas según cuánto tiempo pueden quedarse sin alimentación: segundos, minutos u horas. Depende de la instalación; acuerde los grupos con el equipo de operaciones. Los sistemas de seguridad, TI y control de procesos suelen necesitar continuidad total y también se conectan a un SAI. Una cámara frigorífica puede permanecer sin alimentación una hora o más si las puertas siguen cerradas. Muchas líneas de producción ni siquiera toleran una interrupción breve: un lote detenido se pierde y reiniciar lleva horas. Esas líneas pertenecen al grupo crítico o deben detenerse de forma ordenada antes de formar la isla. La recarga de vehículos eléctricos, la calefacción de espacios y los compresores de aire suelen poder esperar.
El controlador desconecta un grupo mediante el interruptor o contactor que lo alimenta, una orden al sistema de gestión del edificio, o un límite de potencia en un cargador de vehículos eléctricos o un variador. Cada vía tiene su propio retardo y debe probarse con la isla en funcionamiento.
Punto de conexión común
El punto de conexión común (PCC) es el interruptor donde la microrred se une a la red. Se abre para formar la isla y se cierra tras la resincronización. Se aplican las reglas de conexión locales. En Norteamérica, la cláusula 8 de IEEE 1547-2018 cubre las islas no intencionadas e intencionadas. En Gran Bretaña, la cláusula 9.6.2 de G99 cubre la isla de una instalación de cliente y responsabiliza al propietario del generador de sincronizar y desconectar con seguridad. En el resto de Europa se aplican EN 50549-1 y el código de red nacional. La guía de G99 explica las protecciones de interfaz.
La puesta a tierra cambia al abrir el PCC. Si la instalación toma la unión entre neutro y tierra de un transformador de red situado del lado de red del PCC, la isla pierde esa referencia hasta que se cierra un interruptor de unión neutro-tierra del lado de la instalación. La sección 8 de G99 muestra disposiciones habituales, con ese interruptor abierto en paralelo con la red y cerrado en modo isla.
Controlador de microrred
IEEE 2030.7 especifica las funciones principales de un controlador de microrred, incluido el despacho de recursos y la transición entre conexión a red y modo isla. En la práctica, el controlador detecta una pérdida de red, abre el PCC, selecciona la fuente formadora, desconecta y restablece grupos de carga, resincroniza y vuelve a cerrar el PCC, y cambia grupos de ajustes de protección si así se ha diseñado.
El despacho sigue un orden. Primero, el controlador conserva reserva giratoria y estado de carga de batería suficientes para resistir la siguiente interrupción. Después mantiene cada generador por encima de su carga mínima. Solo cuando cumple ambas condiciones optimiza los costes.
Modos de funcionamiento
Conectada a la red
La red establece tensión y frecuencia y absorbe cualquier desequilibrio. El controlador usa la fotovoltaica, carga la batería cuando la tarifa es baja, la descarga en las horas punta y puede ofrecer flexibilidad a programas de respuesta a la demanda y mercados de frecuencia. Todo ello está limitado por el acuerdo de conexión en el PCC, incluido cualquier límite de exportación, y por la reserva mantenida para la isla.
Transición a isla
Una isla planificada puede formarse sin interrupción. El controlador reduce el flujo por el PCC casi a cero, el inversor de batería pasa a modo formador y el PCC se abre sin cortar la alimentación de las cargas. IEEE 1547-2018 la denomina isla programada y cita la proximidad de una tormenta como posible motivo.
Una isla no planificada empieza con un fallo o corte de suministro. La protección del PCC lo detecta y abre el interruptor; después el controlador forma la isla. Salvo que un inversor formador ya funcionara en paralelo con la red, las cargas sufren un corte igual a la suma del tiempo de detección, apertura del interruptor y arranque. Los inversores fotovoltaicos se disparan al perder la red y regresan un tiempo después de estabilizarse la isla. Por tanto, el primer escalón de carga sobre la batería es toda la carga conservada, sin apoyo fotovoltaico.
Modo isla
La isla carece de una red que absorba excedentes o cubra déficits. Si el generador forma la red, una sobrecarga se manifiesta como caída de frecuencia, y funciona el deslastre escalonado por subfrecuencia. Si la forma un inversor de batería, la frecuencia depende de su ajuste de regulación por pendiente. El controlador desconecta cargas cuando la potencia medida se aproxima a los kW disponibles del inversor o cuando el estado de carga alcanza el mínimo.
El exceso fotovoltaico plantea el problema contrario. Cuando la batería está llena, el inversor formador eleva la frecuencia. Según la cláusula 11.2.4 de G99, los inversores fotovoltaicos reducen potencia activa al superar 50,4 Hz; EN 50549-1 prevé una respuesta equivalente de sobrefrecuencia. El controlador también puede limitar directamente la fotovoltaica por Modbus. Si ninguna medida funciona, la batería no puede absorber la energía y la isla se desconecta por sobretensión o sobrefrecuencia.
Resincronización y reconexión
Antes de cerrar el PCC, el controlador alinea la tensión, frecuencia y ángulo de fase de la isla con los de la red, y un relé de comprobación de sincronismo (dispositivo ANSI 25) lo verifica. IEEE 1547-2018 establece los siguientes límites según la potencia nominal agregada:
| Potencia nominal agregada | Diferencia de frecuencia | Diferencia de tensión | Diferencia de ángulo de fase |
|---|---|---|---|
| Hasta 500 kVA | 0,3 Hz | 10 % | 20° |
| Más de 500 y hasta 1.500 kVA | 0,2 Hz | 5 % | 15° |
| Más de 1.500 kVA | 0,1 Hz | 3 % | 10° |
En Gran Bretaña, la cláusula 9.6.2.4 de G99 remite a EREC P28 para la perturbación de tensión que puede causar el cierre. Un cierre fuera de los límites provoca un golpe de par en los ejes de los generadores y un pico de corriente en el PCC.
Ejemplo: dimensionar la isla
Una fábrica alimentaria recibe suministro de un transformador de 1.000 kVA y 11/0,4 kV con impedancia del 5 %. Su importación máxima es de 850 kW. Tiene 400 kWp de fotovoltaica con inversores seguidores de red, una batería de 500 kW / 1.000 kWh con inversor formador de 500 kVA y un grupo diésel de emergencia de 500 kVA (400 kW con factor de potencia 0,8).
Durante un corte conserva 350 kW: 60 kW de controles, TI y seguridad; 220 kW de refrigeración de la cámara frigorífica; y 70 kW en la zona de envasado. Se desconectan la calefacción de proceso, los compresores de aire, la climatización de oficinas y los cargadores de vehículos eléctricos.
Potencia del inversor y rearranque de motores
Con factor de potencia 0,85, 350 kW equivalen a 412 kVA y dejan 88 kVA de margen respecto a la potencia nominal del inversor. Los rearranques de motores consumen ese margen. Un compresor frigorífico de 55 kW demanda unos 69 kVA en marcha y unas seis veces más, 410 kVA, durante uno o dos segundos al arrancar directamente. La corriente de arranque tiene un factor de potencia bajo, alrededor de 0,35, por lo que se suma vectorialmente a los otros 343 kVA. El total ronda 710 kVA, 1,4 veces la potencia nominal del inversor y cerca del máximo de su corriente. La tensión cae y pueden soltarse los contactores de los demás compresores. Con variadores o arrancadores suaves en los compresores y el controlador arrancando uno cada vez, el escalón queda dentro de la potencia nominal. El calculador de kW, kVA, kvar y factor de potencia convierte entre kW, kVA y factor de potencia.
Reserva de energía
El propietario fija un estado de carga mínimo del 40 %, de modo que reserva 400 kWh para el funcionamiento en isla. A 350 kW, eso equivale a unos 68 minutos antes de contar las pérdidas del inversor: tiempo suficiente para arrancar el grupo diésel o hacerlo manualmente si falla el arranque automático. El coste de esa reserva es que solo 600 de los 1.000 kWh quedan disponibles para arbitraje de tarifas y reducción de picos. El controlador puede elevar el mínimo antes de una alerta de tormenta y bajarlo después.
Carga del generador
Durante el día, los 350 kW de carga en isla representan el 88 % de los 400 kW nominales del grupo. De noche la carga conservada cae a unos 110 kW, el 28 %, por debajo del límite del 30 %. El controlador puede cargar el grupo hasta aproximadamente el 75 % mientras carga la batería, después apagarlo y alimentar la isla desde la batería hasta que el estado de carga vuelva a su mínimo. El calculador de consumo de combustible del generador estima el combustible consumido en cada modo.
Protección en modo isla
La misma fábrica muestra por qué cambian las protecciones. La corriente nominal del transformador a 400 V es de 1.443 A. Con impedancia del 5 % y una red de 11 kV rígida, la corriente de cortocircuito en sus bornes ronda 28,9 kA. El calculador de corriente del transformador da ambas cifras. La corriente nominal del inversor de batería es de 722 A. Sandia National Laboratories sitúa la corriente de fallo sostenida de inversores formadores y seguidores de red entre 1,1 y 1,5 veces la nominal, es decir, entre 790 y 1.080 A.
La zona de envasado se alimenta mediante un interruptor automático de caja moldeada de 250 A, con disparo instantáneo ajustado a diez veces su corriente nominal: 2.500 A. Conectado a red, un fallo en el cuadro de envasado demanda varios kiloamperios y el interruptor lo despeja en decenas de milisegundos. En una isla alimentada solo por batería circulan como máximo 1.080 A, 4,3 veces la corriente nominal. El disparo instantáneo no actúa y el elemento térmico tarda muchos segundos. Mientras tanto cae la tensión de toda la isla y el inversor puede dispararse por su propia protección antes de que abra el interruptor. El fallo deja sin alimentación toda la isla, en vez de un solo alimentador.
Con el grupo diésel en marcha, la situación cambia de nuevo. Un generador síncrono con reactancia subtransitoria del 15 % entrega aproximadamente 1 / 0,15 = 6,7 veces su corriente nominal en sus bornes durante los primeros ciclos, unos 4.800 A en este grupo, antes de decaer. Por tanto, el nivel de cortocircuito depende de qué fuentes estén conectadas. Las soluciones habituales son:
- grupos de ajustes de los relés de protección, conmutados según el estado de los interruptores del PCC y del generador;
- sobrecorriente restringida o controlada por tensión (ANSI 51V), que dispara con menos corriente cuando la tensión se ha hundido;
- disparo por subtensión (ANSI 27), con escalonamiento temporal entre alimentadores;
- protección diferencial de corriente en los alimentadores donde más importa la selectividad;
- inversores especificados con mayor corriente de fallo de corta duración, si el fabricante los ofrece.
El estudio de protecciones debe cubrir todas las combinaciones de fuentes capaces de alimentar la isla, incluida la batería sola durante la noche.
Modos de fallo
| Fallo | Causa | Cómo aparece en los datos |
|---|---|---|
| La isla colapsa al formarse | La batería está por debajo de su mínimo al empezar el corte o la carga conservada supera la potencia nominal del inversor | Estado de carga al formar la isla y carga en el PCC justo antes del corte |
| Caída de tensión y apertura de contactores tras la transferencia | Varios motores arrancan a la vez | Pico de potencia en el grupo de carga, seguido de una caída de la carga del grupo |
| La isla se desconecta a mediodía | Batería llena con excedente fotovoltaico y sin limitación de generación | Producción fotovoltaica que no baja al llegar el estado de carga al 100 %, seguida de un disparo |
| El generador no arranca o no toma carga | Fallo de batería de arranque, combustible o controlador | Ausencia de potencia del generador dentro del tiempo de arranque previsto |
| Acumulación de combustible sin quemar en el generador | Periodos largos en isla con carga inferior al 30 % | Horas registradas a baja carga del generador |
| Reconexión fallida o brusca | Comprobación de sincronismo puenteada o ajustada fuera de límites | Pico de corriente en el PCC al reconectar |
| No se desconecta la carga | Fallo de contactor, pérdida de orden al BMS o cargador que ignora su límite | Potencia del grupo sin cambios tras la orden de desconexión |
| El controlador actúa con datos obsoletos | Pérdida de comunicación con su transductor del PCC | Registro de eventos del controlador contrastado con datos independientes del PCC |
Una prueba de isla planificada descubre la mayoría de estos fallos antes de una interrupción real. Realícela anualmente con la instalación a una carga habitual y repítala después de cualquier cambio de cargas o ajustes.
Qué medir
La microrred utiliza medidas a dos velocidades. El controlador necesita tensión, frecuencia, ángulo de fase y potencia del PCC en cuestión de ciclos eléctricos para formar la isla, resincronizar y limitar la exportación. Obtiene esos datos de sus propios transductores y relés de protección, cableados directamente o conectados por una red dedicada. El propietario necesita un registro en segundos o minutos para revisar cortes, comprobar la reserva, asignar costes y planificar cambios.
| Ubicación | Medidas | Controlador (ciclos a menos de un segundo) | Monitorización (segundos a minutos) |
|---|---|---|---|
| Punto de conexión común | kW y kWh de importación y exportación, kvar, tensión, frecuencia, factor de potencia | Formación de isla, comprobación de sincronismo, límite de exportación | Intercambio con la red, tarifa, cronología del corte |
| Batería | kW, kvar y estado de carga desde el sistema de gestión de baterías | Despacho, estado de carga mínimo | Estado de carga al formar la isla, ciclos |
| Generador | kW, kvar, horas de marcha, combustible | Arranque, reparto de carga | Perfil de carga, horas a baja carga |
| Inversores fotovoltaicos | kW, estado de limitación | Limitación de generación en isla | Producción, generación perdida por limitación |
| Cada grupo de carga | kW, kWh | Confirmación de desconexión y restablecimiento | Horas de desconexión y restablecimiento, asignación de costes |
| Meteorología, de un piranómetro o del inversor fotovoltaico | Irradiancia, temperatura de módulo | Ninguna | Previsión fotovoltaica y comprobación de producción |
En isla, el factor de potencia importa más que en conexión a red. La isla debe suministrar toda su potencia reactiva; por tanto, con un factor de potencia bajo, los límites en kVA del inversor y del generador se alcanzan antes que los límites en kW.
Monitorizar una microrred con EpiSensor
Los monitores eléctricos EpiSensor miden el PCC, los generadores y cada grupo de carga, y transmiten por la red inalámbrica Zigbee de la instalación a un Gateway. La instalación de los transformadores de corriente y las conexiones de tensión siguen siendo trabajo de un electricista. Los monitores no necesitan cableado de datos hasta el Gateway. El Gateway ejecuta Edge, que guarda los datos localmente, sigue registrando cuando falla la conexión a Internet y los reenvía a la plataforma del propietario. También se pueden leer por Modbus los registros del sistema de gestión de baterías, inversores y estación meteorológica para incluirlos en el mismo registro.
Ese registro responde a las preguntas de revisión tras un corte: cuándo se perdió la red, el estado de carga al formar la isla, qué grupos se desconectaron y cuándo volvieron, y a qué carga funcionó el generador. El controlador no usa esos datos para disparar protecciones, sincronizar o limitar la exportación. Esas decisiones permanecen en sus propias medidas, los relés de protección y cualquier contador de liquidación, que siguen siendo equipos independientes y certificados.
Dos decisiones de diseño mantienen viva la monitorización durante el corte que debe registrar. Alimente el Gateway y los monitores que registran el corte desde el suministro crítico. Alimente el monitor del PCC desde el lado de la instalación. Si un monitor se alimenta de un circuito desconectable, deja de comunicar cuando se desconecta ese circuito y puede llevarse consigo rutas de la red mallada inalámbrica.
Preguntas frecuentes
¿En qué se diferencia una microrred de un generador de emergencia?
Un generador de emergencia alimenta cargas seleccionadas cuando falla la red, normalmente tras un corte de hasta 10 s. Una microrred coordina varias fuentes, almacenamiento y cargas como un solo sistema, conectada a la red o en isla. Forma la isla, desconecta y restablece cargas, y se resincroniza con la red antes de cerrar de nuevo el punto de conexión común.
¿Por qué cambia la protección en modo isla?
Un transformador de red puede aportar decenas de kiloamperios a un fallo. Un inversor limita su salida a aproximadamente entre 1,1 y 1,5 veces la corriente nominal, y un generador síncrono aporta unas 5 a 7 veces la nominal durante los primeros ciclos. Un interruptor con disparo instantáneo ajustado para el nivel de cortocircuito de la red puede no actuar si solo los inversores alimentan la isla. El estudio de protecciones debe cubrir cada combinación de fuentes que pueda alimentarla.
¿Mantendrá mi fotovoltaica la instalación en marcha durante un corte?
No por sí sola. La mayoría de los inversores fotovoltaicos siguen la red. Necesitan una tensión de referencia y la protección contra pérdida de red los desconecta si falla. La fotovoltaica solo puede abastecer una isla si un inversor de batería formador de red o un generador establece tensión y frecuencia, y la isla tiene dónde absorber la producción fotovoltaica excedente.