IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2021 - 28

para lograr tiempos rápidos de eliminación de fallas. Los
esquemas de protección existentes típicos consisten en relés
en los alimentadores (que controlan CB4 y CB12) y fusibles
en las líneas laterales.
Sin embargo, la creciente penetración de unidades con
interfaz PE reduce significativamente las corrientes de falla
disponibles. En la figura 4(b), se presentan las características
de corriente de los dispositivos de protección, así como
la contribución de corriente de cortocircuito de la unidad
de batería y el generador diésel del sistema de isla de la
figura 4(a). Se ve que cuando los generadores diésel no están
en funcionamiento, los ajustes típicos del relé y las características
de tiempo-corriente del fusible conducen a una respuesta
de protección muy lenta. Además, los cambios en la
topología de la microrred en isla pueden afectar significativamente
los niveles de corriente de falla debido al diferente
comportamiento de las unidades.
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
1.8
Tensión de la turbina eólica
Curva del soporte a la red durante fallas
Tensión de almacenamiento de energía
de batería y diésel
Al mismo tiempo, incluso con el generador diésel conectado,
la coordinación entre los ajustes de protección y las
capacidades de soporte a la red durante fallas (fault ridethrough)
de las unidades de PE causa serias preocupaciones.
Durante una falla, todas las unidades de generación experimentan
caídas de tensión críticas debido a la corta longitud
de las líneas en una isla. Se debe seleccionar una curva
de funcionamiento del soporte a la red durante fallas (fault
ride-through) para evitar la desconexión inmediata de las
unidades PE, mientras que los ajustes de protección deben
garantizar que la falla se elimine antes de que se exceda el
límite del soporte. Una coordinación inadecuada puede provocar
desconexiones de la unidad, poniendo en peligro la
seguridad general del sistema.
Tal caso se presenta en la figura 5. Se produce una falla
simétrica en la microrred en isla que opera con una alta penetración
de unidades con interfaz de PE. Antes del inicio de la
51
50.5
50
49.5
49
Falla
48.5
48
47.5
47
2
2.2
2.4
Tiempo (s)
(a)
2.6
2.8
3
Eliminación
de fallas
Desconexión
FED
1.8 2 2.2 2.4 2.6
Tiempo (s)
(b)
figura 5. (a) Caídas de tensión para unidades operativas durante un cortocircuito trifásico y requerimientos de soporte a
la red durante fallas (fault ride-through) de los sistemas de islas no interconectados griegos y (b) la respuesta de frecuencia
de la microrred.
Enfoque
tabla 1. Una comparación de los enfoques para la protección de microrredes.
Ventajas
Desventajas
Aumento de niveles de corriente de
cortocircuito
* Instalar una fuente de alta corriente de
cortocircuito (por ejemplo, volante)
* Generación de PE de gran tamaño
Esquemas de protección avanzados
* Implementar relés digitales en el
sistema
* Introducir técnicas de protección
adaptativa
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ieee power & energy magazine
* Menores costos de inversión
* M ayor flexibilidad (dispositivos de
protección configurables)
* Problemas de confiabilidad
* Mayor complejidad
* Requiere una actualización de los
esquemas de protección existentes
mayo/junio 2021
* Se requieren menos modificaciones en el
sistema de protección
* Experiencia desde que el volante y los
condensadores síncronos ya se han
utilizado durante muchos años
* Aumento de los costos de inversión
* Reducción de la flexibilidad
en futuras actualizaciones de
microrredes
2.8
3
Frecuencia
Colapso
de frecuencia
Tensión (%)
Frecuencia (Hz)
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