Madrid (España), –En Costa Rica, ninguna planta de generación —eólica, solar o de cualquier otra tecnología— entra en operación comercial sin pasar antes por el filtro técnico de la División de Operación y Control del Sistema Eléctrico (DOCSE) del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). El DOCSE es el centro de control del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), y su función no es solo administrativa: es el responsable último de que cada planta conectada al sistema se comporte de forma predecible ante cualquier evento de red, desde una variación de frecuencia hasta una consigna de potencia reactiva.
El marco regulador nacional de Costa Rica obliga a toda instalación de generación con fuentes renovables variables de 1 MW o más a demostrar que cumplen determinados requisitos antes de conectarse al SEN. Algunos de estos son poder funcionar de forma continua sin desconectarse ante de frecuencia y tensión, contar con protecciones contra sobrefrecuencia y subfrecuencia, o disponer de un enlace de telecontrol capaz de recibir consignas de tensión y de potencia máxima en tiempo real.
Estas exigencias, además, no se agotan en el momento de la conexión. Los propios contratos de compra de excedentes son explícitos sobre las pruebas de comunicación: “en caso de encontrarse problemas, no se aceptará el inicio de la operación comercial hasta que éstos se resuelvan”. Por lo tanto, aunque una central supere esa primera barrera, si una vez iniciada la operación comercial se detecta un incumplimiento de los requisitos técnicos y no se subsana en el plazo acordado con el DOCSE, se puede llegar a ordenar la desconexión de la instalación del SEN. Cumplir, en definitiva, no es un trámite puntual, sino una condición continuada de la operación.
QPV ha trabajado en la instalación del SCADA, PPC y puesta en marcha en una planta de más de 20MW en Costa Rica, esto se tradujo en tres frentes de trabajo que os contamos a continuación.
El enlace de telecontrol – Intercambio de señales
La normativa que rige este enlace es el Método de Pruebas para Enlaces de Telecontrol con el SCADA/EMS del DOGSE, que desarrolla lo establecido en la Normativa Técnica para Implementar los Enlaces de Telecontrol. El procedimiento se divide en pruebas básicas de adquisición de datos y pruebas de aceptación definitiva (punto a punto de señales de entrada y salida), y estas últimas requieren que el proveedor del enlace realice cambios físicos reales sobre las señales de campo, no simulaciones, salvo excepciones justificadas. El criterio de desempeño es estricto: un retardo máximo de 2 segundos entre el cambio real de una señal y su recepción en el SCADA/EMS del DOCSE, con sello de tiempo sincronizado contra un sistema GPS.
En nuestro caso, la arquitectura de comunicación entre la planta y el DOCSE se resolvió mediante un enlace Modbus TCP dedicado entre el sistema SCADA de planta y la RTU, que es la que reenvía la información al DOCSE. Esta red de planta se diseñó bajo un esquema de ciberseguridad OT segmentado en VLANs (SCADA, HMI, monitorización, subestación,…), alineado con las guías NIST 800-82 e IEC 62443, dejando la comunicación entre redes a un firewall central. El conjunto de señales intercambiadas no se limitó al mínimo de operación de planta: además de las variables de PPC (consignas y mediciones de P, Q y V, número de inversores activos, potencia disponible, y los flags de modo de control activo/externo), integramos la estación meteorológica completa (radiación GHI,POA y Albedo, temperatura, presión, viento, precipitación) y las medidas eléctricas de cada uno de los cinco centros de transformación de la planta. Esto va más allá de lo estrictamente necesario para superar la prueba, pero le da al operador del sistema una visibilidad mucho más rica del comportamiento real de la planta.
El ajuste de los modos de control del PPC
La segunda pieza normativa relevante es el control de potencia reactiva y limitación de potencia activa en el punto de conexión y los ajustes de protecciones de sobre/baja frecuencia, ambos reglados por el Procedimiento de Planeamiento Operativo Eléctrico. Estos documentos definen quién hace qué —el “Responsable de Pruebas de la Planta” aporta equipo y personal de campo, mientras que el ingeniero de Planeamiento Operativo Eléctrico del DOCSE define y verifica los ajustes— y culminan en un acta de aceptación firmada por ambas partes.
En este proyecto, el trabajo de ajuste se realizó durante varios días de pruebas junto al equipo de Ingelectus. El ajuste y validación de los tiempos de respuesta del control de potencia reactiva se fijó un límite máximo de 6,57 MVAr. Un valor que encaja con el rango de referencia definido en la guía de pruebas específica de la planta, basada en los requisitos contractuales de interconexión. Los cuatro modos de control validados fueron:
- Control de potencia reactiva: seguimiento de consignas de Q en distintos escalones, con y sin limitación de potencia activa.
- Control de tensión (VRS): la planta ajusta su potencia reactiva para sostener una referencia de tensión en el punto de control, en vez de un valor fijo de Q.
- Control de frecuencia: respuesta de potencia activa ante eventos simulados de sobre y subfrecuencia, siguiendo una curva P-f parametrizada con un estatismo del 3%., midiendo tiempo de retraso inicial, tiempo de activación (90% del movimiento) y tiempo de establecimiento.
- Control de rampa de potencia activa: aquí decidimos no apurar el límite. Se probaron tasas de 10,0 y 9,0 MW/min, pero para la configuración definitiva optamos por un valor más conservador de 7,0 MW/min— una decisión de ingeniería propia, no una exigencia normativa mínima, pensada para dar más margen de estabilidad a la respuesta dinámica de la planta.
Las variables del control de planta quedaron correctamente configuradas, garantizando una respuesta dinámica satisfactoria en todos los modos de control evaluados.
La prueba que de verdad demuestra el intercambio con el DOCSE
Ajustar el PPC no es lo mismo que demostrar que el DOCSE puede usarlo de forma remota. Por eso, más allá del ajuste de parámetros, en este proyecto documentamos explícitamente tres validaciones funcionales de la cadena completa DOCSE–SCADA–PPC:
- Curtailment: envío de una consigna de limitación de potencia activa de 15 MW desde la pantalla del SCADA hacia el PPC, verificando su correcta recepción y aplicación.
- Control de tensión VRS: envío de una consigna de 35,65 kV desde la pantalla del SCADA hacia el PPC, verificando su correcta recepción y aplicación.
- Control Externo (Utility / DOCSE): activación del modo mediante el cual el propio DOCSE asume el control de las consignas de planta. En esta prueba, el DOCSE envió una consigna de 20 MW de potencia activa y 36,1 kV de tensión directamente al SCADA, este las verifica y envía al PPC. Se hace el lazo de vuelta, leyendo el SCADA esta información y entregándosela al DOCSE para su validación.
Esta última prueba es la demostración práctica de que la planta no solo informa al DOCSE de su estado, sino que puede operar bajo consigna remota del operador del sistema. Esto es, al fin y al cabo, el objetivo último de todo este proceso de integración.
Pasar estas pruebas no es solo “aprobar un examen”: es la validación con evidencia registrada de que la planta puede operar como un actor en la red eléctrica confiable — que sigue consignas, que se protege ante anomalías, y que informa con precisión de su propio estado. Además, en este proyecto no nos limitamos a cumplir el mínimo exigido: integramos también los datos meteorológicos y de cada centro de transformación, y documentamos explícitamente la capacidad del DOCSE de tomar el control remoto de la planta cuando la operación del sistema lo requiere.
