IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2021 - 47

Resulta importante que los inversores de formación de la red
usados en microrredes o en aplicaciones no conectadas a la
red pueden ser diseñados para producir corrientes de secuencia
negativa y secuencia cero.
minuye la corriente de falla disponible a medida que
la falla se torna más distante eléctricamente de la IBR
y la coordinación debe apoyarse únicamente en variar
los tiempos de retardo.. Dependiendo de la práctica
de servicios públicos, se debe cumplir un intervalo de
tiempo de coordinación mínimo entre dispositivos de
sobrecorriente primarios y de respaldo, independientes
de las ubicaciones de las fallas, el estado de la microrred
o el despacho de fuentes de energía en la microrred.
Las corrientes de falla por alta penetración de
las IBR pueden cambiar los tiempos de disparo de los
relés de protección primarios y de respaldo e infringir
el intervalo de tiempo mínimo de coordinación requerido.
Las IBR también pueden afectar negativamente
los esquemas de respaldo de fusibles.
Desafíos de simulación para el
análisis del cortocircuito de las IBR
El diseño del sistema de protección se debe informar
mediante un estudio confiable de cortocircuito de la microrred.
Convencionalmente, los paquetes de software de protección
llevan a cabo estudios de cortocircuito en el dominio
fasorial asumiendo modelos lineales de cortocircuito equivalentes
a Thevenin. Por desgracia, esos modelos linealizados
tienden a no representar precisamente el comportamiento de
la corriente de falla de las IBR. Los esfuerzos recientes del
Comité de Transmisión y Control de Sistemas Eléctricos del
Power & Energy Society del IEEE, bajo el Grupo de Trabajo
C24, han ayudado a crear modelos de cortocircuito de
dominio fasorial de las IBR, en las que las IBR se incluyen
en el análisis de la falla como elementos no lineales definidos
simplemente por sus características de salida. Si bien los
programas industriales han mostrado buenos resultados con
este enfoque sobre los sistemas de transmisión con penetración
limitada de las IBR, sigue habiendo muchos desafíos
en la convergencia con penetración muy alta de las IBR y
con la simulación de inversores de formación de la red y
microrredes en isla.
Los paquetes de simulación de protecciones de las IBR se
pueden categorizar en soluciones iterativas y en el dominio
del tiempo. En general, para representar correctamente a las
IBR en los estudios de protección, el modelo de las IBR en
el software de protección debería poder
✔ modelar las limitaciones de la corriente de la IBR con
sus no linealidades
mayo/junio de 2021
✔ incluir diferentes modos de control de la IBR (es decir,
de formación de la red y seguimiento de la red)
✔ explicar los distintos modos control de potencia reactiva
o soporte de tensión de la IBR (por ej., potencia
activa/reactiva constante o modos de control de factor
de potencia constantes) en cuanto a su impacto en los
ángulo de fase de corriente-tensión
✔ modelar el circuito sincronizado por fase y las características
de control droop de las IBR
✔ producir niveles apropiados de secuencia cero y secuencia
negativa de la corriente de falla
✔ explicar la capacidad de soporte a la red durante fallas
(fault ride-through) de la IBR.
Soluciones de protección
de la microrred para las IBR
Descripción general de la operación del
inversor bajo fallas
La figura 5 muestra una simulación de un inversor de
formación de la red en una red en islas con una falla de
línea a tierra que comienza en 8.0 s y se elimina a los
0.15 s. Los gráficos de tensión y corriente en la terminal
del inversor ilustran que el sistema vuelve a las condiciones
previas a la falla en un periodo razonable. El inversor
1 es un inversor de formación de la red de 1,500-kVA,
480-V con un límite de corriente de 1.5 p.u. El límite
de corriente se muestra con la línea azul en la figura 5
en un máximo de corriente de 3,827 A. El inversor 2 es un
inversor de seguimiento de la red de 1,000-kVA, 480-V con
un límite de corriente de 1.1 p.u., o un máximo de corriente
mostrado en el gráfico de 1,871 A.
0.155
0.15
0.145
0.14
0.135
0.13
0.125
0.12
12345678 910111213
Número de nodos
figura 6. Las tensiones de fase A del sistema de IEEE de 13
nodos para una falla de fase A a tierra.
ieee power & energy magazine
47
p.u.

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

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