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algoritmos de control específicos del proveedor, que rara vez
se revelan.
Otra fuente de incertidumbre es el factor de potencia de
la corriente de cortocircuito proporcionada por los generadores
con interfaz PE. Durante la falla, la potencia activa
se fija en un nivel previo a la falla, mientras que la potencia
reactiva debe seguir los requerimientos de la figura 2(b). Por
lo tanto, las condiciones previas a la falla, la caída de tensión
debido a la falla y la corriente nominal de los PE pueden
resultar en corrientes de cortocircuito de magnitudes similares
(cercanas a la corriente nominal) pero diferentes factores
de potencia.
La figura 3 presenta el caso de una falla entre los nodos 5
y 6 que provoca una caída de tensión por debajo del 50 %. En
este caso, se agrega una contribución de corriente reactiva
igual al 100 % de la corriente nominal a la corriente activa
previa a la falla. Para mantener la corriente del convertidor
por debajo de su límite térmico, se debe implementar
una estrategia de limitación de corriente en el controlador
de FED, dando prioridad al componente activo o reactivo.
Los diferentes factores de potencia considerados en este
caso representan las diversas condiciones previas a la falla
y las estrategias de limitación de corriente implementadas
en el controlador de FED. Más específicamente, la prioridad
dada al componente activo o reactivo por el controlador de
FED afecta el factor de potencia de la corriente de cortocircuito.
La corriente total I 7CB
la corriente ICB4
detectada por CB7 es mayor si
proporcionada por la red ascendente tiene
un ángulo similar a la corriente de falla I .PV La figura 3
demuestra cómo el factor de potencia de la contribución de
la corriente de cortocircuito de las unidades de generación
con interfaz PE y la relación inductiva (X) a resistiva (R) de
las líneas afectan la magnitud total de la corriente de falla.
Con todo, la representación de unidades con interfaz PE
en estudios de cortocircuito no es sencilla. A diferencia de
los modelos adoptados universalmente para generadores
síncronos, la contribución de las unidades con interfaz PE
se ve afectada por las condiciones de operación, los requerimientos
del código de la red [por ejemplo, el soporte a la
red durante fallas (fault ride-through) y la contribución de
corriente en las caídas de tensión] y los algoritmos de control
implementados para cumplir con estos requerimientos. La
incompatibilidad entre el esquema de protección aplicado y
los requerimientos de soporte a la red durante fallas (fault
ride-through) puede representar una amenaza importante
para la estabilidad de la microrred, como se demuestra en la
sección " Coordinación del sistema de protección y soporte a
la red durante fallas " .
Por último, pero no menos importante, el problema de la
conexión a tierra se convierte en un problema emergente en
la protección de microrredes. La conexión a tierra proporcionada
por la red principal, es decir, el neutro conectado a tierra
del transformador de potencia, se pierde durante el funcionamiento
en modo de isla de la microrred, lo que resulta
en una protección ineficiente contra la falla a tierra. Por lo
tanto, se deben tomar las disposiciones necesarias para una
conexión a tierra alternativa. Esto se puede lograr instalando
un transformador de puesta a tierra en el nodo principal de
la microrred [nodo 2 en la figura 3(a)], que se conecta a la
red solo en caso de pérdida de la red (es decir, cuando CB1
o CB2 está abierto) mediante un esquema de enclavamiento
apropiado entre los interruptors del transformador (es decir,
CB1 y CB2) y el interruptor del transformador de puesta a
tierra (es decir, CB20).
Coordinación del sistema de protección y
soporte a la red durante fallas
Una de las principales preocupaciones en el funcionamiento
de la microrred es el impacto de los cambios de topología
en las corrientes de cortocircuito y la coordinación de los
100
90
80
60
40
20
Islas
griegas no
interconectadas
Alemania
15
0 0.5 12
0.15
1.5
Tiempo (s)
(a)
2.5
(b)
figura 2. (a) Características típicas de soporte a la red durante fallas (fault ride-through) y (b) contribución de la corriente
reactiva dinámica de la turbina eólica durante una falla.
mayo/junio 2021
ieee power & energy magazine
25
-10 %
∆V
VN
-100 %
IQ: Corriente reactiva
IN: Corriente nominal
∆V: Desviación de la
tensión
VN: Tensión nominal
-50 % -10 %
IQ
IN
Tensión (%)

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Contents
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