El efecto isla es la división intencional o no intencional de una red eléctrica interconectada en regiones individuales desconectadas con su propia generación de energía .
El aislamiento intencional se suele llevar a cabo como defensa en profundidad para mitigar un apagón en cascada . Si una isla colapsa, no arrastrará consigo a las islas vecinas. Por ejemplo, las centrales nucleares tienen sistemas de refrigeración críticos para la seguridad que normalmente se alimentan de la red general. Los circuitos de refrigeración suelen estar en un circuito separado que también puede funcionar con energía del reactor o de generadores diésel de emergencia si la red colapsa. [1] [2]
Los diseños de red que se prestan a la creación de islas cerca del nivel del cliente se conocen comúnmente como microrredes . En caso de un corte de energía , el controlador de la microrred desconecta el circuito local de la red en un interruptor dedicado y obliga a cualquier generador distribuido en línea a alimentar la carga local. [3] [4]
El funcionamiento en isla involuntario es una condición peligrosa que puede inducir un estrés severo en el generador, ya que este debe adaptarse solo a los cambios en la carga eléctrica . Si no se comunica adecuadamente a los trabajadores de la línea eléctrica , el funcionamiento en isla involuntario también puede presentar un riesgo de descarga eléctrica . A diferencia de los cables sin alimentación, las islas requieren técnicas especiales para reconectarse a la red más grande, porque la corriente alterna que transportan no está en fase . Por estas razones, los inversores solares que están diseñados para suministrar energía a la red generalmente deben tener algún tipo de circuito automático anti-isla, que cortocircuita los paneles en lugar de continuar alimentando la isla involuntaria.
Los métodos que detectan islas sin una gran cantidad de falsos positivos constituyen el tema de una considerable investigación. Cada método tiene un umbral que debe cruzarse antes de que una condición se considere una señal de interrupción de la red, lo que conduce a una " zona de no detección " (NDZ), el rango de condiciones en las que se filtrará una falla real de la red. [5] Por esta razón, antes de la implementación en campo, los inversores interactivos con la red se prueban típicamente reproduciendo en sus terminales de salida condiciones específicas de la red y evaluando la efectividad de los métodos anti-isla para detectar condiciones de isla. [4] [6]
La formación de islas intencional divide una red eléctrica en fragmentos con una generación de energía adecuada en cada fragmento para abastecer las cargas de ese fragmento. [7] [8] En la práctica, equilibrar la generación y la carga en cada fragmento es difícil, y a menudo la formación de islas requiere eliminar temporalmente la carga . [9] [10] Los generadores síncronos pueden no entregar suficiente potencia reactiva para evitar transitorios severos durante la formación de islas inducida por fallas, [11] y cualquier inversor debe cambiar de control de corriente constante a control de voltaje constante . [12]
Suponiendo que P≠NP , no existe un buen criterio de conjunto de corte para implementar el efecto isla. Existen aproximaciones en tiempo polinomial , pero encontrar las divisiones exactamente óptimas puede ser computacionalmente inviable . [8] [9]
Sin embargo, el aislamiento localiza cualquier falla en la isla contenedora, evitando que las fallas se propaguen. [13] En general, las estadísticas de apagones siguen una ley de potencia , de modo que la fragmentación de una red aumenta la probabilidad de apagones, pero reduce la cantidad total de demanda de electricidad insatisfecha. [14]
El efecto isla reduce la eficiencia económica del mercado mayorista de energía [10] y , por lo general, es un último recurso que se aplica cuando se sabe que la red es inestable pero aún no ha colapsado. [8] En particular, el efecto isla mejora la resiliencia a amenazas con tiempo conocido pero no ubicación, como ataques terroristas , ataques militares a infraestructura eléctrica o eventos climáticos extremos . [15]
Tras los cortes de energía de California en 2019 , aumentó el interés en la posibilidad de operar la red eléctrica de una casa como una isla. Si bien los sistemas de generación distribuida típicos son demasiado pequeños para alimentar todos los electrodomésticos de una casa simultáneamente, es posible que gestionen las necesidades críticas de energía del hogar a través del control tradicional de frecuencia de carga . Los módulos instalados en serie entre el generador y cargas grandes, como aires acondicionados y hornos eléctricos, miden la frecuencia de energía de la isla y realizan un deslastre automático de carga cuando el inversor se acerca a la sobrecarga . [ cita requerida ]
La detección automática de una isla es objeto de una considerable investigación. Estas pueden realizarse de forma pasiva, buscando eventos transitorios en la red; o de forma activa, creando pequeñas instancias de esos eventos transitorios que serán insignificantes en una red grande pero detectables en una pequeña. Los métodos activos pueden ser realizados por generadores locales o "aguas arriba" en el nivel de la empresa de servicios públicos. [16]
Muchos métodos pasivos se basan en el estrés inherente al funcionamiento en isla. Cada dispositivo de la isla comprende una proporción mucho mayor de la carga total, de modo que los cambios de voltaje y frecuencia a medida que se agregan o eliminan dispositivos probablemente sean mucho mayores que en condiciones normales de red. Sin embargo, la diferencia no es tan grande como para evitar errores de identificación , y los cambios de voltaje y frecuencia generalmente se utilizan junto con otras señales. [17]
El análogo activo de detección de cambios de voltaje y frecuencia intenta medir la impedancia general suministrada por el inversor. Cuando el circuito está conectado a la red, casi no hay respuesta de voltaje a ligeras variaciones en la corriente del inversor; pero una isla observará un cambio en el voltaje. En principio, esta técnica tiene un NDZ extremadamente pequeño, pero en la práctica la red no siempre es una fuente de voltaje infinitamente rígida , especialmente si varios inversores intentan medir la impedancia simultáneamente. [18] [19]
A diferencia de los cambios, es muy poco probable que un circuito aleatorio tenga una frecuencia característica que coincida con la red eléctrica estándar. Sin embargo, muchos dispositivos, como los televisores, se sincronizan deliberadamente con la frecuencia de la red. Los motores, en particular, pueden ser capaces de estabilizar la frecuencia del circuito cerca de la red estándar a medida que "reducen la velocidad". [20]
A nivel de servicios públicos, los relés de protección diseñados para aislar una parte de la red también pueden activar componentes de alta impedancia , de modo que un generador distribuido aislado necesariamente se sobrecargue y se apague. Sin embargo, esta práctica depende de la costosa provisión generalizada de dispositivos de alta impedancia. [21] [22]
Como alternativa, los circuitos anti-isla pueden basarse en señales fuera de banda . Por ejemplo, las empresas de servicios públicos pueden enviar una señal de apagado a través de comunicaciones de una línea eléctrica o una conexión telefónica . [23] [24]
Ciertos métodos pasivos son únicamente viables con generadores de corriente continua ( recursos basados en inversores ), como los paneles solares .
Por ejemplo, los inversores suelen generar un cambio de fase cuando funcionan en isla. Los inversores suelen hacer coincidir la señal de la red con un bucle de enganche de fase (PLL) que rastrea los cruces por cero . Entre esos eventos, el inversor produce una salida sinusoidal , variando la corriente para producir la forma de onda de voltaje adecuada dada la carga del ciclo anterior. Cuando la red principal se desconecta, el factor de potencia en la isla disminuye repentinamente y la corriente del inversor ya no produce la forma de onda adecuada. Para cuando la forma de onda se completa y vuelve a cero, la señal estará desfasada. Sin embargo, muchos eventos comunes, como el arranque de motores, también causan saltos de fase a medida que se agregan nuevas impedancias al circuito. [25]
Una técnica más eficaz invierte el cambio de fase de funcionamiento en isla: el inversor está diseñado para producir una salida ligeramente desalineada con la red, con la expectativa de que la red abrume la señal. El bucle de enganche de fase se vuelve entonces inestable cuando falta la señal de la red; el sistema se aleja de la frecuencia de diseño y el inversor se apaga. [26]
Un método de detección de islas muy seguro busca armónicos distintivos 2.º y 3.º generados por interacciones no lineales dentro de los transformadores inversores . Generalmente no hay otras fuentes de distorsión armónica total (THD) que coincidan con un inversor. Incluso las fuentes ruidosas, como los motores, no producen una distorsión medible en un circuito conectado a la red, ya que este último tiene una capacidad de filtración esencialmente infinita. Los inversores de modo conmutado generalmente tienen grandes distorsiones, hasta un 5 %. Cuando la red se desconecta, el circuito local exhibe una distorsión inducida por el inversor. [27] Los inversores modernos intentan minimizar la distorsión armónica, en algunos casos hasta límites inmensurables, pero en principio es sencillo diseñar uno que introduzca una cantidad controlada de distorsión para buscar activamente la formación de islas. [28]
Las empresas de servicios públicos se han negado a permitir la instalación de sistemas de energía solar domésticos u otros sistemas de generación distribuida, con el argumento de que pueden crear islas de red sin control. [29] [30] En Ontario, una modificación de 2009 de la tarifa de alimentación indujo a muchos clientes rurales a establecer sistemas pequeños (10 kW) bajo la microFIT "exenta de capacidad". Sin embargo, Hydro One se negó a conectar los sistemas a la red después de la construcción. [31]
La cuestión puede ser muy política, en parte porque los defensores de la generación distribuida creen que la preocupación por el efecto isla es en gran medida un pretexto . Una prueba realizada en 1999 en los Países Bajos no pudo encontrar islas de generación distribuida 60 segundos después del colapso de la red. Además, los momentos en que la generación distribuida solo coincidía con las cargas distribuidas se produjeron a una tasa comparable a 10 −6 año −1 , y la probabilidad de que la red se desconectara en ese momento era incluso menor, de modo que la "probabilidad de encontrarse con un efecto isla [ sic ] es prácticamente cero". [32]
El riesgo de formación de islas no intencionales se da principalmente en el caso de generadores síncronos , como en el caso de las microcentrales hidroeléctricas . Un informe canadiense de 2004 concluyó que "la tecnología anti-formación de islas para sistemas de generación distribuida basados en inversores está mucho mejor desarrollada, y las evaluaciones de riesgo publicadas sugieren que la tecnología y las normas actuales proporcionan una protección adecuada". [33]
Las empresas de servicios públicos generalmente argumentan que los generadores distribuidos podrían generar los siguientes problemas: [34] [35]
Las dos primeras afirmaciones son objeto de controversia en el sector energético . Por ejemplo, las líneas normales de trabajo corren el riesgo de exponerse constantemente a cables con corriente , y los procedimientos estándar requieren comprobaciones explícitas para garantizar que un cable esté inactivo antes de que el trabajador entre en contacto con él. Los sistemas de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA) pueden configurarse para que emitan una alarma si hay un voltaje inesperado en una línea supuestamente aislada. Un estudio realizado en el Reino Unido concluyó que "el riesgo de descarga eléctrica asociado con el aislamiento de los sistemas fotovoltaicos en los peores escenarios de penetración fotovoltaica, tanto para los operadores de red como para los clientes, es normalmente <10 −9 por año". [36] [37] Asimismo, los sistemas modernos de detección de aislamiento inhiben en gran medida los daños a los dispositivos de los usuarios finales. [ cita requerida ]
En general, este último problema es el que más preocupa a las empresas de servicios públicos. Los reconectadores se utilizan habitualmente para dividir la red en secciones más pequeñas que automáticamente y rápidamente volverán a energizar la rama tan pronto como desaparezca la condición de falla (por ejemplo, una rama de un árbol en las líneas). Existe cierta preocupación de que los reconectadores no puedan volver a energizar en el caso de una isla o que una pérdida de sincronía intermedia pueda dañar los generadores distribuidos en la isla. Sin embargo, no está claro que los reconectadores sigan siendo útiles en la práctica moderna de las empresas de servicios públicos ni que los interruptores-reconectadores deban actuar en todas las fases . [38]