Pese a que paneles solares, pequeñas centrales hidroeléctricas o parques eólicos son formas de generación energética más sostenibles y con óptimos beneficios económicos, su implementación trae retos como la oportuna detección de fallas en la red y la atención de estas sin que implique un riesgo para los operarios y el sistema en general. Para hallar de manera automática las fallas y aislar la corriente para su posterior reparación se diseñó un algoritmo.
Por ser aún novedosa, la transición energética trae consigo
importantes retos en lo que respecta a su regulación, equilibrio, distribución
y mantenimiento. Uno de ellos es el ocasionado por la denominada “generación
distribuida” que, mediante la instalación de paneles solares, por ejemplo,
descentraliza la producción y distribución de energía en el país.
Óscar David Alzate Avellaneda, magíster en Ingeniería
Eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia (UNAL) Sede Medellín, explica
que “en Colombia la generación de energía eléctrica se ha centrado en las
centrales hidroeléctricas y en combustión de carbón, petróleo o gas. Esta
energía se transporta luego largas distancias por cables hasta que llega al
punto de consumo final”.
Con la generación distribuida esto ha cambiado. “Las
pequeñas fuentes de energía –como por ejemplo los paneles solares de
particulares– también se unen al sistema interconectado local haciendo que
cuando este falle pueda ser solventado con la energía que le ‘sobra’ a esas
pequeñas fuentes, lo que ocasiona, entre otras cosas, que sea difícil detectar
el daño, porque el servicio se mantiene. A estos eventos se les llama Zonas de
No Detección”, agrega.
La generación distribuida también puede acarrear riesgos en
el equilibrio y funcionamiento general del sistema, además de que puede
representar un peligro para el operario que hace la reparación. “Esta persona
aísla la corriente de la zona para hacer los ajustes, sin embargo, si no sabe
que hay una fuente pequeña cercana que sigue proveyendo energía, puede ocurrir
un accidente. Esa otra fuente también debe aislarse”, anota.
A partir de este contexto, el magíster Alzate desarrolló un
algoritmo que aplicó al software Digsilent Power Factory para
detectar los tramos que siguen funcionando bien aunque haya una falla y sea la
generación distribuida la que la está manteniendo el servicio.
Destaca que “con el sistema creado logramos que cuando haya
un daño en la red interconectada se envíe una señal, bien sea a partir de
cambios en el voltaje o la frecuencia, para que los dispositivos de protección,
que están justo en el punto de acople de una corriente de energía y otra, se
activen y aíslen de inmediato la generación distribuida del sistema general de
distribución”.
Aunque para montar el algoritmo se utilizó un software de
uso restringido, este también se puede aplicar en uno de uso libre como Matlab.
En el desarrollo se utilizaron métodos tanto pasivos –que
tienen que ver con el monitoreo de las variables en la red– como activos, que
son los que inyectan las perturbaciones para que se activen los sistemas de
protección.
Todo esto se programa mediante formulaciones matemáticas que
luego se simulan, es decir, se recrean a escala, con el fin de comprobar que el
algoritmo funciona. Así se comprobó que, en efecto, el software se
activa cuando la frecuencia toca un umbral preestablecido, confirmando que no
se darán falsas alarmas.
Para su funcionamiento, el programa informático estaría
acoplado en el control, a la salida del inversor o pequeño generador
(ejemplificado para este caso con paneles solares). “Este regula la potencia e
inyecta una perturbación cuando detecta cambios en el sistema general. A partir
de esa inyección se activa o desactiva un ‘interruptor’ en el punto de acople,
de manera que permite o bloquea el paso de la corriente según la necesidad”,
señala.
El investigador aclara que “aunque es lícito que el dueño de
un inversor (o panel solar) decida venderle la energía que le ‘sobra’ al
operador de la red (que en el caso de Medellín sería, por ejemplo, Empresas
Públicas de Medellín), es riesgoso cuando esa transferencia se hace de forma
descoordinada y sin premeditación”.
Cuando hay coordinación entre el operador de la red y el
encargado de la generación distribuida a esto se le llama “isla intencional”, y
cuando no, se le llama “isla’ no intencional”. Para este último caso es que se
necesita un algoritmo que monitoree, de manera que se eviten contraflujos de energía
y posibles daños adicionales en la red.
Como reto a futuro está la aplicación del modelo, ya no en
una red de prueba sino en un circuito de distribución de energía en media
tensión, más cercano a la realidad.
