IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2021 - 29

falla, el sistema opera con unidades con interfaz PE (turbina
eólica y almacenamiento de baterías) a un nivel de penetración
de más del 60 %, mientras que el generador diésel
suministra el resto de la demanda de energía. Cuando ocurre
la falla, todas las unidades generadoras experimentan una
caída de alta tensión [figura 5(a)], que está por debajo de los
requerimientos de soporte a la red durante fallas (fault ridethrough)
impuestos por el código griego de islas no interconectadas
para unidades con interfaz PE. Por lo tanto, el
almacenamiento de energía de la batería así como la turbina
eólica se desconectan casi instantáneamente, antes de que
se solucione la falla. Después de la eliminación de fallas, el
generador diésel sigue siendo la única unidad operativa que
no puede asumir la carga total. Como resultado, la frecuencia
cae [figura 5(b)], provocando alivio de carga o incluso
apagón. Este ejemplo ilustra la importancia de una respuesta
coordinada de las fuentes de microrred en condiciones de
falla para la seguridad operativa.
Esquemas de protección para
microrredes
Como se muestra en la tabla 1, existen principalmente dos
opciones para hacer frente a corrientes de cortocircuito bajas
en microrredes en isla.
1) Aumentar los niveles de corriente de cortocircuito.
Esto se puede hacer instalando una fuente de corriente
de cortocircuito con valores elevados, por ejemplo,
un volante, para satisfacer los ajustes operativos de
los fusibles y relés de sobrecorriente o aumentando la
capacidad de corriente de falla de las unidades con interfaz
PE. Esto último se puede lograr aumentando su
potencia nominal o aplicando un enfriamiento extenso
de sus dispositivos de conmutación. Ambas opciones
conllevan elevados costos de inversión.
2) Reemplazar los dispositivos de protección pasivos
existentes con relés de protección numéricos, que
brindan funcionalidades de protección avanzadas, e
implementan protección adaptativa basada en el estado
de la microrred.
Relés direccionales de sobrecorriente
Los relés industriales de última generación pueden distinguir
la dirección del flujo de las corrientes de falla utilizando
elementos de sobrecorriente direccional. Estos elementos
determinan los fasores de tensión y corriente y comparan
sus ángulos para decidir si la falla ocurre hacia adelante o
hacia atrás, sirviendo como una solución confiable contra el
disparo no deseado. Los elementos de relé de sobrecorriente
direccional se pueden utilizar para detectar la dirección de
las corrientes positivas, negativas o de secuencia cero.
El principal inconveniente es su dependencia de la magnitud
de la corriente de cortocircuito. Por lo tanto, los problemas
de sensibilidad introducidos por la gran variación de
los niveles de corriente de cortocircuito debido a la topología
o los cambios de modo operativo no se resuelven. Además, la
mayo/junio 2021
naturaleza no convencional y el factor de potencia de la contribución
de la corriente de falla de las unidades con interfaz
PE pueden hacer que los elementos direccionales fallen.
Relés de distancia
Una alternativa común a los relés de sobrecorriente direccionales
son los relés de distancia, que pueden detectar la
dirección de la corriente de falla y no se ven afectados por
su magnitud. Los relés de distancia se aplican para la protección
de la línea de transmisión y su funcionamiento se
basa en la impedancia calculada a partir de la tensión y la
corriente medidas.
La impedancia medida se compara con un lugar en el diagrama
R-X, que define el alcance de la zona de protección.
La impedancia medida es un indicador de la ubicación de
la falla, ya que los valores R y X de la línea aumentan en
proporción a la distancia de la falla. Si el valor medido se
encuentra dentro de este lugar, se interpreta como una falla
en la zona y se emite una señal de disparo al interruptor de
circuito respectivo. Los relés de distancia operan con una
zona instantánea como protección primaria y zonas adicionales
con retardo de tiempo que sirven como protección de
respaldo para fallas hacia adelante o hacia atrás.
Los ajustes de los relés de distancia dependen de las
zonas que están diseñados para proteger. Los valores típicos
para la primera zona son del 80 al 85 % de la longitud del alimentador
en el que se coloca el relé. Este margen de seguridad
del 15-20 % generalmente se considera que proporciona
un funcionamiento confiable contra errores de medición de
la corriente y el tensión, desviaciones entre los parámetros
de línea considerados y reales e imprecisiones del relé. Una
segunda zona protege el 100 % de la longitud del alimentador
más el 50 % del siguiente alimentador. Una tercera zona
podría abarcar tanto la línea protegida como la segunda, así
como el 25 % de la tercera línea. La figura 6(b) presenta las
dos primeras zonas en el plano R-X de un relé de distancia,
que usa características cuadriláteras.
Las corrientes de entrada y salida de un FED en una
microrred pueden llevar a subestimar o sobrestimar la ubicación
de la falla por parte del relé de distancia. En la microrred
de la isla de la figura 4(a), ilustrada aquí como la figura
6(a), se produce una falla simétrica trifásica en el 30 % de
la línea, es decir, la línea 2, que conecta los nodos 5 y 6. Se
considera que el relé que controla CB4 ubicado en la línea,
es decir, la línea 1, que conecta los nodos 2 y 5, opera con
las características de la figura 6(b), donde la zona 1 abarca
el 80 % de la línea 1 y la zona 2 abarca 100 % de la línea 1 y
50 % de la línea 2. La magnitud de la corriente ICB4
medida
por el relé de CB4 puede verse afectada por la presencia de la
energía FV y el factor de potencia de la corriente de falla FV.
Para ilustrar posibles errores de cálculo de un relé de
distancia, las impedancias medidas para diferentes valores
de resistencia de falla y factores de potencia de la energía
FV durante la falla se presentan en la figura 6(b). La magnitud
de la corriente de falla FV sigue siendo la misma en
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