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adaptativa. Recopila los estados de los interruptores automáticos
y actualiza los grupos de configuración activos de los relés
de protección siempre que sea necesario según la topología
actual, por ejemplo, energía FV o turbina eólica encendida/
apagada, reconfiguración de la red.
Utilizando este banco de pruebas, se han investigado los
disparos no deseados y la protección por revestimiento. En la
figura 10(a), los ajustes del relé que controla CB4, así como
sus corrientes medidas, se presentan cuando la energía FV en
el nodo 5 se enciende y se apaga por una falla simétrica en el
nodo 6. La presencia de energía FV provoca una reducción en la
corriente observada por el relé que controla CB4, lo que resulta
en tiempos de detección de fallas más largos. El disparo no
deseado se observa en la figura 10(b), que muestra los ajustes y
las corrientes medidas por el relé que controla CB4 y CB12 para
una falla simétrica en el nodo 6. Cuando el relé que controla
CB12 funciona como un relé de sobrecorriente sin una función
direccional, desconecta el alimentador defectuoso y la turbina
eólica. Los ajustes del relé, es decir, la corriente de activación, el
dial de tiempo, la característica de tiempo inverso y la relación
del transformador de corriente, también se ilustran en la figura
10 para los dispositivos electrónicos inteligentes involucrados.
También se evaluó el desempeño de un sistema de protección
adaptativa. En este caso, el controlador central identifica
el estado actual de la microrred y modifica los grupos
de ajuste de los relés. En la figura 11, se observa el cambio
en el grupo de ajuste del relé que controla CB4 para evitar
la protección por revestimiento. Bajo el nuevo grupo de
configuración, el relé puede identificar la falla significativamente
más rápido. El tiempo de eliminación de fallas para
cada caso se presenta en la tabla 2. Como era de esperar, los
tiempos de eliminación de fallas reales en la simulación son
más altos que los calculados a partir de las características de
sobrecorriente de tiempo debido a los retrasos introducidos
en la configuración.
Observación final
La mayoría de las microrredes están dominadas por generadores
con interfaz de PE y pueden funcionar interconectados o
aislados de la red principal. Los cambios en el modo operativo
(conectado a la red o en isla) y las conexiones FED (encendido/apagado),
la contribución de corriente de falla baja y el
comportamiento no convencional de la generación basada en
PE afectan negativamente el desempeño de los esquemas de
protección convencionales aplicados en redes de distribución.
Además, en las microrredes en isla, la coordinación inadecuada
entre los sistemas de protección y los requerimientos
de soporte a la red durante fallas (fault ride-through) de las
FED puede generar graves problemas de seguridad y confiabilidad.
Los relés de última generación pueden abordar ciertos
desafíos, por ejemplo, los relés de sobrecorriente direccionales
pueden evitar disparos no deseados, pero no pueden lidiar
con diferentes niveles de corriente de falla.
Los relés de distancia pueden abordar diferentes niveles
de corriente de falla, pero su desempeño se degrada cuando
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una FED descendente contribuye a la falla. Los esquemas de
protección diferencial pueden abordar problemas de protección
de microrredes, pero la latencia de la red de comunicación
los hace menos robustos y se requieren mayores costos
de inversión, por ejemplo, la provisión de infraestructura de
comunicación de gran ancho de banda. La protección adaptativa
aparece como una técnica prometedora para el funcionamiento
seguro y confiable de las microrredes. Un esquema
de protección adaptativa calcula los grupos de configuración
óptimos para cada modo de operación de la microrred fuera
de línea. Luego, en la operación en tiempo real, el grupo de
configuración para cada relé se puede seleccionar en función
del modo de operación actual de la microrred.
Alternativamente, los grupos de configuración adecuados
se calculan en línea para la topología de microrred actual
mediante la ejecución de cálculos de fallas en diferentes
ubicaciones. Por último, no se puede subestimar la importancia
de las pruebas HIL avanzadas para la aceptación de
las soluciones de protección de microrredes. Proporcionan
un entorno realista para una evaluación detallada del rendimiento
y la solidez de los esquemas de protección novedosos
en condiciones reales de funcionamiento.
Lecturas complementarias
N. Hatziargyriou, Ed., Microgrids: Architectures and Control
(Microrredes: arquitecturas y control). Hoboken, NJ:
Wiley, 2014. doi: 10.1002/9781118720677.fmatter.
V. A. Papaspiliotopoulos, G. N. Korres, V. A. Kleftakis
y N. D. Hatziargyriou, " Hardware-in-the-loop design and
optimal setting of adaptive protection schemes for distribution
systems with distributed generation " (Diseño hardwarein-the-loop
y configuración óptima de esquemas de protección
adaptativa para sistemas de distribución con generación
distribuida), IEEE Trans. Power Del., vol. 32, n.º 1, págs.
393-400, feb. de 2017. doi: 10.1109/TPWRD.2015.2509784.
A. Hooshyar y R. Iravani, " Microgrid protection " (Protección
de microrredes) Proc. IEEE, vol. 105, n.º 7, págs.
1332-1353, julio de 2017. doi: 10.1109/JPROC.2017.2669342.
S. Beheshtaein, R. Cuzner, M. Savaghebi y J. M. Guerrero,
" Review on microgrids protection " (Revisión sobre protección
de microrredes), IET Gener. Transm. Distrib., vol.
13, n.º 6, págs. 743-759, 26 de marzo de 2019. doi: 10.1049/
iet-gtd.2018.5212.
Biografías
Dimitris Lagos pertenece a la Universidad Técnica Nacional
de Atenas, Atenas, 15780, Grecia.
Vasileios Papaspiliotopoulos pertenece a la Universidad
Técnica Nacional de Atenas, Atenas, 15780, Grecia.
George Korres pertenece a la Universidad Técnica Nacional
de Atenas, Atenas, 15780, Grecia.
Nikos Hatziargyriou pertenece a la Universidad Técnica
Nacional de Atenas, Atenas, 15780, Grecia.
p&e
mayo/junio 2021

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

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