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conectadas a la red eléctrica principal o en una isla. El control coordinado de las fuentes de la microrred
aumenta la eficiencia energética, minimiza el consumo total de energía y reduce los impactos ambientales de
su producción. Al mismo tiempo, la capacidad de las microrredes para realizar una transición sin problemas
al funcionamiento en modo de isla cuando ocurren fallas en la red ascendente aumenta la confiabilidad y la
resiliencia del suministro del cliente. Además, las microrredes se han adoptado como soluciones prominentes
y viables para la electrificación rural en países en desarrollo, áreas aisladas o áreas con infraestructuras
de transmisión débil de potencia.
Las implementaciones de microrredes se enfrentan a desafíos en su control, operación y protección. Además
de los problemas de control, la protección ha llamado la atención de los investigadores y la industria,
ya que las ventajas de las microrredes pueden verse comprometidas si la protección contra fallas resulta ser
deficiente. Los principales desafíos surgen de la presencia de múltiples fuentes de corriente de cortocircuito
debido a la instalación de fuentes distribuidas en redes de distribución tradicionalmente pasivas, varios
niveles de corriente de falla en diferentes modos operativos (en isla y conectado a la red) de la microrred, y
la contribución limitada de la corriente de cortocircuito de las fuentes de energía interconectadas con electrónica
de potencia (PE, por sus siglas en inglés). La coordinación del soporte a la red durante fallas (fault
ride-through) y los esquemas de protección también es un problema que puede afectar la estabilidad general
de la microrred en el funcionamiento en modo de isla.
Las microrredes de CC comparten preocupaciones similares con la protección de microrredes de CA. Las
diferentes características operativas de los interruptores automáticos de CC y el requerimiento de tiempos
de eliminación de fallas más rápidos en comparación con los sistemas de CA deben considerarse cuidadosamente.
Este artículo se centra en los desafíos de la protección de microrredes de CA, proporciona una descripción
general de los diferentes métodos de protección y presenta la metodología de protección adaptativa,
así como un nuevo procedimiento de prueba de laboratorio para la evaluación del esquema de protección de
microrredes.
Desafíos en la protección de microrredes
Además de las características comunes de los esquemas de protección estándar, es decir, sensibilidad, selectividad
y velocidad, la protección de microrredes también debe adaptarse a las condiciones de operación
cambiantes. Las preocupaciones más importantes son el mal funcionamiento de los dispositivos de protección,
como la bloqueo de la protección y los disparos no deseados, las bajas corrientes de cortocircuito, el
comportamiento incierto de las unidades con interfaz de PE y la falta de conexión a tierra.
El primer desafío es de la bloqueo de la protección causado por la integración de FED. Las microrredes
son parte del nivel de distribución del sistema eléctrico donde los esquemas de protección se basan en dispositivos
de protección contra sobrecorriente, como fusibles y relés. Esta técnica de protección establecida
desde hace mucho tiempo puede ser inadecuada en la protección de microrredes, ya que depende solo de la
magnitud de la corriente de cortocircuito para el comportamiento unidireccional de las corrientes de cortocircuito,
es decir, desde la de la red principal hasta la falla. Este podría no ser el caso en una microrred. La
figura 1 ilustra una microrred que puede operar en dos modos: conectado a la red o en isla. Los interruptores
automáticos están controlados por sus respectivos relés de protección. La presencia de las FED en diferentes
ubicaciones de los alimentadores proporciona fuentes de corriente de falla adicionales, alterando la magnitud
y dirección de las corrientes de falla provenientes de la red ascendente. Por ejemplo, como se muestra
en la figura 1, en el caso de una falla entre los nodos 5 y 6, la corriente de cortocircuito (es decir,
I )6CB
I ).4CB
que
fluye desde la desde la estación fotovoltaica (FV) a través del interruptor CB6 al nodo 5 puede conducir a
una reducción de la corriente de cortocircuito de la red ascendente (es decir,
por lo tanto, la velocidad,
o incluso la sensibilidad, del respectivo dispositivo de protección ascendente, es decir, el relé que controla
CB4, puede no reconocer la falla, cuyo efecto se conoce como bloqueo de la protección.
El segundo desafío son los disparos no deseados que perjudica la selectividad de los esquemas de protección
de microrredes. Disparos no deseados se refiere a la operación de un relé de protección a una falla
más allá de su zona de protección. La operación no intencional se desencadena por la contribución de la
Por Dimitris Lagos, Vasileios Papaspiliotopoulos,
George Korres y Nikos Hatziargyriou
mayo/junio 2021
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2021

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