Protecciones con inversores: cuando el cortocircuito es demasiado pequeño
Durante décadas, los ingenieros eléctricos hemos aprendido a mirar las corrientes de cortocircuito con respeto. Cuanto mayores son, mayores resultan los esfuerzos térmicos y mecánicos que deben soportar cables, embarrados, transformadores e interruptores. Sin embargo, las protecciones con inversores nos enfrentan ahora a una paradoja poco conocida: también podemos tener problemas cuando la corriente de defecto es demasiado pequeña.
La microred del Teide nos ofrece un magnífico ejemplo para entenderlo. En la primera entrega vimos cómo unos inversores de batería pueden crear tensión y frecuencia y convertir paneles solares, baterías y cargas en un pequeño sistema eléctrico autónomo. Ahora vamos a detenernos en una pregunta menos visible: ¿qué ocurre cuando aparece un cortocircuito y la propia fuente de alimentación limita la corriente que necesitan las protecciones para detectarlo?
No es una cuestión académica. A medida que los sistemas eléctricos sustituyan máquinas síncronas por generación y almacenamiento conectados mediante electrónica de potencia, tendremos que revisar algunas ideas que durante décadas parecían casi inmutables.
Protecciones con inversores: el problema cambia de naturaleza
En una red convencional, un cortocircuito franco puede provocar una corriente muchas veces superior a la de funcionamiento normal. Los alternadores síncronos pueden suministrar durante los primeros instantes una corriente elevada, que después irá evolucionando según las características eléctricas de las máquinas y de la red.
Esa elevada corriente es peligrosa, pero también resulta útil. Hace que el defecto sea claramente reconocible por fusibles, interruptores automáticos y relés, permitiendo que la protección adecuada lo elimine con rapidez.
En Corrientes de cortocircuito: la seguridad del sistema eléctrico ya explicamos esta doble naturaleza. No basta con soportar la corriente de falta: necesitamos que exista una señal suficientemente clara para localizarla y eliminarla selectivamente.
Los inversores introducen una diferencia esencial. Sus semiconductores no pueden entregar indefinidamente corrientes varias veces superiores a la nominal. El propio sistema de control limita la intensidad para proteger el convertidor, de modo que la corriente de defecto deja de comportarse como estamos acostumbrados en una red alimentada por grandes máquinas eléctricas.
Lo que nos cuenta realmente el proyecto del Teide
El proyecto técnico de El Portillo plantea una arquitectura basada en inversores-cargadores Sunny Island SI8.0H-12 organizados en clústeres trifásicos. En la primera fase se prevén dos clústeres, mientras que la ampliación permitiría alcanzar cuatro. Estos equipos son los encargados de formar la red de corriente alterna y regular su tensión y frecuencia.
La documentación del fabricante resulta especialmente reveladora. SMA indica que el Sunny Island 8.0H puede suministrar 120 A durante 60 milisegundos y mantener una sobrecorriente equivalente aproximadamente a 2,5 veces su corriente nominal durante un periodo de hasta tres segundos. Si el cortocircuito persiste, el propio equipo termina desconectándose por seguridad.
No estamos, por tanto, ante una fuente capaz de entregar una enorme corriente durante un tiempo prolongado. Estamos ante un convertidor que responde rápidamente, limita su esfuerzo y finalmente se protege.
Eso cambia el problema de raíz de las protecciones en redes con inversores
Poder cortar 16 kA no significa recibir 16 kA
Aquí aparece una confusión frecuente incluso fuera del ámbito estrictamente doméstico. Cuando vemos escrito en un interruptor automático «6 kA», «10 kA» o «16 kA», podemos interpretar intuitivamente que esas cifras describen la corriente que provocará su disparo.
No es así.
El poder de corte indica la máxima corriente que el aparato puede interrumpir con seguridad en las condiciones para las que ha sido diseñado. No nos dice qué corriente producirá la red ante un defecto ni garantiza que esa corriente sea suficiente para conseguir una actuación instantánea.
El proyecto de El Portillo contempla protecciones automáticas de 25, 32, 40, 80, 100 y 200 A, de curva C, con poderes de corte de 10, 16 y 36 kA según los distintos puntos de la instalación. También incorpora protecciones diferenciales y dispositivos contra sobretensiones.
La cuestión relevante es, por tanto, otra: ¿qué corriente verá cada protección cuando el sistema esté siendo alimentado principalmente por los inversores formadores de red?
Ahí es donde comienza la verdadera ingeniería de protecciones.
El fabricante pone una advertencia que merece atención
La documentación técnica actual de SMA permite entender la magnitud del problema. Para el Sunny Island 8.0H, el fabricante identifica como características máximas de magnetotérmicos que puede disparar por sí solo, en las condiciones indicadas para su red de respaldo o aislada, B16 o C6. Si se utilizan características superiores, SMA establece la necesidad de considerar protección diferencial adicional para garantizar la desconexión automática.
Esto no significa que un magnetotérmico C25, C40 o C200 instalado en una microred Multicluster sea incorrecto. En El Portillo trabajan varios inversores en paralelo y, cuando entra el grupo electrógeno, aparece además una fuente síncrona que modifica completamente la corriente disponible.
Lo que demuestra la advertencia del fabricante es algo más importante: no podemos escoger una protección como si la fuente fuese una red convencional de potencia prácticamente ilimitada. Hay que estudiar qué fuentes estarán conectadas, dónde aparece la falta, cuánto aportará cada una y cómo evolucionará esa corriente durante los primeros milisegundos y segundos.
Selectividad: apagar el fallo sin apagar la microred
Imaginemos un cortocircuito en una derivación que alimenta uno de los edificios de El Portillo. El objetivo no debería ser simplemente conseguir que desaparezca la tensión. Lo correcto sería que actuase la protección situada más cerca del defecto, aislase exclusivamente ese circuito y mantuviese en servicio el resto de la microred.
Eso es la selectividad.
El problema aparece si la corriente limitada por los inversores no permite actuar rápidamente a esa protección local. El defecto puede permanecer hasta que los propios convertidores alcancen sus límites de protección y terminen desconectándose. En ese caso habremos eliminado el cortocircuito, pero también podemos haber perdido el elemento que estaba creando tensión y frecuencia para todo el sistema.
La diferencia es enorme. Una buena protección no consiste simplemente en conseguir que un equipo deje de arder; consiste también en confinar la avería y preservar todo aquello que no está afectado.
El proyecto indica calibres, poderes de corte y sensibilidades diferenciales, pero en la documentación que hemos podido analizar no aparece una matriz completa de corrientes de cortocircuito máximas y mínimas en todos los nudos. Tampoco hemos localizado curvas coordinadas que permitan comprobar la selectividad para las diferentes configuraciones de funcionamiento.
Esto no demuestra que las protecciones estén mal coordinadas. Significa únicamente que con el proyecto disponible no podemos verificar documentalmente toda esa coordinación.
La distancia también juega en contra
La microred de El Portillo utiliza una red subterránea de baja tensión que ya existía antes de proyectarse la generación fotovoltaica. El propio documento señala expresamente que el cálculo y la comprobación de esa red quedan fuera de su alcance, salvo determinadas verificaciones relacionadas con la caída de tensión.
Esto resulta especialmente importante cuando estudiamos cortocircuitos. Cuanto más alejado se encuentre el defecto del punto de generación, mayor será la impedancia de cables, conexiones y otros elementos intermedios. Como consecuencia, la corriente de falta disponible puede disminuir todavía más.
Por eso no basta con conocer cuánto puede entregar un Sunny Island junto al cuadro principal. Necesitamos saber qué corriente llegará al final de la red, qué protección encontrará allí y cuánto tardará en actuar.
Ese proyecto de distribución de baja tensión, registrado posteriormente como documentación independiente, se convierte por tanto en una pieza necesaria para cerrar completamente el análisis.
Un defecto a tierra plantea otro problema diferente
El proyecto adopta para la red de alterna un esquema TT. En este sistema, el neutro de la alimentación está conectado a tierra y las masas de los receptores utilizan una toma independiente. El documento prevé además resistencias de puesta a tierra inferiores a 14 ohmios y puestas a tierra repetidas del neutro en la red.
En estas condiciones, un defecto fase-masa puede producir una corriente mucho menor que un cortocircuito metálico entre fases. Por eso la protección diferencial adquiere una importancia decisiva.
El proyecto especifica diferenciales tipo A y señala que deben seleccionarse con sensibilidad suficiente para mantener selectividad con los situados aguas abajo. El Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión dedica precisamente sus ITC-BT-22, 24 y 40 a las protecciones contra sobreintensidades, contactos directos e indirectos e instalaciones generadoras.
La conclusión vuelve a ser la misma: en una red débil, la protección no puede depender exclusivamente de esperar una gran sobreintensidad.
Cuando entra el grupo electrógeno, tenemos otra red
El proyecto del Teide conserva un grupo electrógeno de respaldo. Prevé 40 kVA en la primera fase y 60 kVA en la ampliación, con arranque automático cuando el estado de carga de las baterías o las condiciones energéticas lo hagan necesario.
Su entrada modifica mucho más que el balance energético. El alternador del grupo es una máquina síncrona y, por tanto, añade una nueva contribución a la corriente de cortocircuito.
Eso significa que una misma falta puede ser vista de forma distinta según el estado de la microred. Con el grupo desconectado, la corriente estará condicionada fundamentalmente por los límites electrónicos de los inversores y por las impedancias de la red. Con el grupo conectado aparece otra fuente cuya aportación dependerá de las características del alternador, su excitación y sus reactancias.
Por eso las protecciones modernas de una microred pueden necesitar ajustes adaptativos o criterios que tengan en cuenta su configuración instantánea. No basta con hacer un cálculo para una única situación y dar el problema por terminado.
El pequeño Teide anticipa una cuestión mucho mayor
Aquí es donde el caso de El Portillo trasciende sus pocos kilovatios.
A medida que Canarias incorpore más fotovoltaica, eólica y BESS conectados mediante convertidores, irá cambiando la naturaleza eléctrica de nuestros sistemas. En BESS grid forming: el dato que Canarias no publica explicamos que no todos los inversores prestan las mismas funciones y que formar tensión y frecuencia exige capacidades específicas.
Pero formar una onda estable no resuelve automáticamente todos los problemas. También hay que asegurar capacidad de respuesta ante defectos, soporte de tensión, coordinación de protecciones y recuperación después de las perturbaciones.
NREL lleva años señalando que los sistemas con elevada presencia de recursos basados en inversores necesitan controles grid-forming capaces de participar activamente en la regulación de tensión y frecuencia, mientras que la protección de las redes dominadas por convertidores forma parte del nuevo campo de diseño que acompaña a esa transición.
Esto no constituye un argumento para frenar las renovables. Es exactamente lo contrario: es un argumento para hacer la transición energética con ingeniería suficiente.
No necesitamos grandes corrientes; necesitamos faltas detectables
El objetivo de un sistema eléctrico moderno no debería ser reproducir por obligación todos los comportamientos de las antiguas máquinas térmicas. Si podemos reducir esfuerzos de cortocircuito sin perder seguridad, será una ventaja.
La cuestión está en no confundir una corriente pequeña con un problema pequeño. Una falta que no sea detectada correctamente puede resultar mucho más difícil de aislar, aunque la energía instantánea involucrada sea menor.
Las soluciones existen. Podemos utilizar protecciones diferenciales, funciones direccionales, sistemas basados en tensión e impedancia, comunicaciones entre equipos, automatismos rápidos y estrategias adaptativas. Los propios inversores pueden incorporar funciones específicas de detección y respuesta que no existían en las redes tradicionales.
Pero todo ello requiere abandonar una idea demasiado cómoda: que basta con escoger el calibre de un magnetotérmico y comprobar su poder de corte.
La verdadera lección de esta segunda mirada al Teide
La microred de El Portillo demuestra que la transición eléctrica tiene capas que apenas son visibles desde fuera. Primero vemos los paneles. Después descubrimos las baterías y los inversores capaces de formar la red. Cuando profundizamos un poco más aparecen las protecciones, las puestas a tierra, la selectividad y las corrientes de defecto.
Es justamente ahí donde empezamos a comprender la dimensión real del cambio tecnológico.
En una red convencional, una corriente de cortocircuito elevada era un problema que había que dominar. En determinados sistemas basados en inversores, una corriente demasiado limitada puede convertirse también en una dificultad porque la protección necesita distinguir con claridad entre funcionamiento normal y avería.
El reto no consiste en conservar para siempre centrales fósiles simplemente porque proporcionan grandes corrientes de defecto. El reto consiste en diseñar sistemas renovables capaces de detectar y aislar las faltas con la misma seguridad —o mayor— sin depender de quemar combustibles.
Canarias tendrá que resolver ese problema a medida que avance hacia un sistema eléctrico cada vez más renovable y basado en electrónica de potencia. El pequeño sistema del Teide nos permite verlo antes de que aparezca multiplicado por miles de megavatios.
La transición energética no consiste solo en cambiar la forma de producir electricidad. También obliga a cambiar la manera de protegerla.
¿Tú qué opinas? ¿Estamos prestando suficiente atención a estas funciones invisibles cuando hablamos del futuro eléctrico de Canarias? Te leo en los comentarios.
Álvaro Medina
Seudónimo editorial de la persona responsable de Canarias Sostenible.
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