Dr. James McCalley, académico de Iowa State University (EE.UU.)
“Los SIPS son una alternativa viable para la extensión de las capacidades de transmisión del sistema eléctrico” | | | | |  | | ¿Qué son los Esquemas de Protección Sistémicas de Redes Eléctricas?
Los Esquemas de Protección Sistémicas (o SIPS) o de Acción Remedial, están diseñados para detectar condiciones anormales del sistema y tomar acciones correctivas predeterminadas (más allá del aislamiento de elementos en falla) para preservar la integridad del sistema y proveer un rendimiento aceptable del sistema. Hoy en día, en muchas partes del mundo, los SIPS son una alternativa viable para la extensión de las capacidades de transmisión del sistema.
¿En qué se diferencian los SIPS de otras tecnologías de protección empleadas?
Comúnmente, en los sistemas eléctricos, se aborda la Protección desde una perspectiva de los componentes; se protege una línea de transmisión o un transformador con dispositivos que monitorean localmente sus condiciones. Cuando éstas indican un problema, se abren los breakers y se “elimina” ese componente de la red, para que el sistema no experimente una falla mayor.  En cambio, los Esquemas de Protección Sistémicos protegen el sistema, no sólo un componente, lo que es una diferencia fundamental. En este sentido, un SIPS tiene los siguientes componentes: Sensores que detectan los problemas; Comunicación para transmitir esa detección al servidor lógico; Servidor Lógico, donde reside la “inteligencia” que decide cuál es el problema y las acciones a tomar; y nuevamente, Comunicación para los elementos que ejecutan las acciones elegidas por el servidor lógico.
Por otra parte, las protecciones “tradicionales” siempre están “armadas” o listas para funcionar. Sin embargo, los SIPS pueden estar “armados” (preparados para funcionar) o “desarmados”, dependiendo de las condiciones del sistema. Es decir, si existe un problema, pero el sistema no requiere que actúe el SIPS, éste no lo hará, evitando un “trip” innecesario.
¿Cuál es la aplicación más común de un SIPS?
Frecuentemente, se emplean SIPS para evitar la pérdida de sincronismo de una unidad de generación. Digamos que, por ejemplo, hay dos líneas de transmisión saliendo de una planta con tres unidades de generación. Cuando una de las líneas falla, el breaker actúa y se “pierde” esa línea. Las tres unidades de generación están aún conectadas a una sola línea (la que no puede soportar toda esa generación) y siguen funcionando, acelerándose durante el lapso que dure la falla. Por lo tanto, aunque se corrija la falla, ya se ha debilitado el sistema de transmisión y posiblemente, las tres unidades generadoras harán un “trip” por sobrevelocidad, lo que tampoco es deseable. Sin embargo, un SIPS puede detectar la pérdida de una línea y rápidamente desconectar una unidad generadora o disminuir en forma gradual su generación. De este modo, sólo se pierde esa unidad o parte de ella (no las tres, como en el caso anterior). Esa es la aplicación más frecuente de un SIPS, pero estos esquemas de protección pueden ser muy complejos, abarcando diferentes sistemas eléctricos a cientos de kilómetros de distancia, en fracciones de segundo.
 ¿Qué limitaciones tienen los SIPS?
Aunque la implementación de SIPS representa, por lo general, una alternativa menos costosa que la construcción de nueva infraestructura de transmisión, lleva consigo elementos operativos únicos, entre los que se encuentran: los riesgos de insuficiencia de la demanda y de la activación accidental; el riesgo de interacción con otros SIPS de forma no-intencionada; y el aumento de la gestión, el mantenimiento, los requisitos de coordinación y de la complejidad del análisis. Además, las herramientas de simulación y evaluación no están fácilmente disponibles para la evaluación de estos sistemas, de su fiabilidad y complejidad de las operaciones que incorporan a los sistemas eléctricos, y de sus diversos beneficios económicos y operativos.
¿Se pueden usar los SIPS como una forma para incorporar más ERNC a la matriz energética?
Cuando se incorporan energías renovables, se está incorporando más generación a la matriz, por lo que lo recomendable es incorporar más transmisión. Es el mejor camino a seguir, aunque también es el más caro. En ocasiones, es imposible por su costo. En esos casos, se puede optar por instalar SIPS. En este sentido, si hay un fuerte incentivo (económico u de otro tipo) para usar SIPS, deben usarlos. Por ejemplo, en California, hay un mandato estatal para instalar energías renovables y se están construyendo varias centrales de este tipo, por lo que están obligados a instalar SIPS. Me imagino que en Chile, será similar, porque donde corre el viento, usualmente no hay redes de transmisión. | |
