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en las que la red nunca " se apaga " . Si, por ejemplo, se quería
una transición cerrada para la microrred D, entonces todos
los interruptores mostrados en verde tendrían que abrirse
en simultáneo. Varios retrasos pueden dificultar tal operación,
y también existe la posibilidad de que los interruptores
se traben (no se abran). Además, una transición cerrada
requiere que algún recurso de rápida acción dentro de la
microrred (normalmente un recurso de almacenamiento de
energía) asuma rápidamente la regulación de tensión y frecuencia,
y generalmente hay costos asociados al lograr esta
funcionalidad. Las transiciones cerradas son ciertamente
alcanzables y necesarias en algunas situaciones, pero las
transiciones abiertas suelen ser más simples, y los costos de
equipos y diseño a menudo son menores. Durante una transición
abierta, se debe lidiar con la interrupción resultante
colocando cualquier carga altamente sensible en fuentes de
potencia no interrumpibles.
La situación de las redes secundarias radiales es un
poco más simple, pero el desafío es similar. La figura 6
muestra la red secundaria radial de la figura 3 seccionalizada
en dos microrredes alimentadas por FED. La microrred
A incluye una sola carga y FED en el mismo nodo
secundario, y la microrred B implica varios FED en un
nodo secundario que abastece a una carga en otro nodo
secundario. Los nodos interruptores secundarios con
la etiqueta O están abiertos en esta configuración. Las
mismas dos situaciones surgen aquí para la red secundaria
mallada: si las FED son lo suficientemente grandes,
existe la posibilidad de un flujo eléctrico inverso a través
de los protectores de red, y la corriente de falla disponible
mientras esté fuera de la red será significativamente
diferente de la disponible en el modo conectado a la red,
especialmente si las FED son IBR. Además de los desafíos
de detección y aislamiento de fallas, hay algunas necesidades
en el área de la protección contra sobretensión. Por
ejemplo, la mayoría de los transformadores de red están
conectados con un bobinado delta en el lado del alimentador
principal. Con esta configuración, es posible que
las FED en la red secundaria admitan una sobretensión
por fallas subterráneas en el lado del alimentador primario
del transformador de la red. Se deben destinar medios
para evitarlo, como incluir una función de sobretensión de
secuencia cero del lado primario en el protector de red.
Posibles soluciones a los desafíos de
protección de las microrredes en las
redes secundarias
En la actualidad, la alternativa más ampliamente discutida
al desafío de protección contra la potencia inversa
descrito anteriormente es un sistema de relés digitales
vinculados a la comunicación que implementa diversas
formas de defensa diferencial. La protección diferencial
utiliza mediciones de todas las entradas de corriente a (o
salidas desde) un equipo o sección de circuito. La suma
vectorial de todos estos flujos de corriente debe ser cero,
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según la ley de corrientes de Kirchoff. Si no es cero, significa
que alguna corriente se está " perdiendo " de la zona
definida por los transductores de corriente, lo cual indica
un error u otro problema y permite que se tomen las medidas
apropiadas.
Se utiliza la protección diferencial de manera rutinaria
en equipos como transformadores y líneas de transmisión,
y es una tecnología madura y confiable. Se puede aplicar
en la distribución radial en forma de ubicación de falla,
aislamiento, y es un sistema maduro y de restauración de
servicio, pero en el caso de una red secundaria, se deben
proteger varias zonas. Por ejemplo, si miramos el sistema
en la figura 4, el sistema de protección debe evitar que la
corriente inversa se retroalimente a través de la red secundaria
hacia cualquier falla en cualquier alimentador primario,
pero también en cualquier falla en cualquier sección del servicio
principal. Sin embargo, el principio básico es el mismo
y, al menos en teoría, la protección diferencial podría aplicarse
independientemente de los tipos y distribuciones de
las fuentes de la microrred. El inconveniente principal es
que tiene un costo alto porque el esquema diferencial debe
tener transductores en todos los puntos de entrada/salida
de corriente desde todas las zonas junto con la comunicación
para llevar los valores medidos a un procesador o relé.
También se ha propuesto conectar de forma asincrónica las
microrredes a redes secundarias utilizando interfaces electrónicas
de potencia CA-CC-CA para permitir el control
de las exportaciones de potencia y las características de la
corriente de falla y que podrían tener el beneficio adicional
de reducir el riesgo de arco eléctrico. No obstante, esto
implicaría un costo considerable, y agregar los convertidores
CA-CC-CA a la trayectoria de la potencia podría tener
un impacto adverso en la confiabilidad. Esto sería una consideración
crítica, dado que el propósito de las redes secundarias
es proporcionar un servicio de alta confiabilidad.
Para el problema de la baja disponibilidad de corriente de
fallas de las IBR, la solución aplicada más a menudo en la
actualidad es aumentar significativamente la capacidad total
de megavoltio-amperio del inversor en las centrales IBR.
Por ejemplo, una central IBR cuyo diseño le permite abastecer
10 MVA de carga puede usar inversores de 20 MVA
o mayores para proporcionar una mayor corriente de falla.
Esto tiene ramificaciones de costos obvias e, incluso entonces,
generalmente es una buena idea realizar simulaciones
electromagnéticas transitorias con un modelo de inversor
detallado, basado en código y específico del fabricante para
determinar si el sistema de protección responderá como se
espera en todas las condiciones. En resumen, existen soluciones
a los desafíos clave, pero tienden a ser bastante caras
y complejas. Hay una necesidad de investigación que lleve al
desarrollo de nuevas soluciones que ofrezcan una protección
eficiente con menores costos. Algunos de los posibles caminos
que pueden conducir a progresos prometedores respecto
de soluciones avanzadas para estos desafíos de la protección
se describen a continuación.
mayo/junio 2021

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

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2021

Contents
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