IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2021 - 72

más grandes cerrados en un nodo energizado que en motores
DOL, pero la física es la misma. La compensación de
CC disminuye a un ritmo descrito por la proporción de X/R
de un sistema eléctrico. Las proporciones mayores de X/R
hacen que los componentes de CC duren más; por ejemplo,
los transformadores de alta eficiencia con R baja y X alta son
los más extendidos y difíciles para los inversores. Las proporciones
de X/R van de 4 a 50 para los sistemas eléctricos,
donde las microrredes comunes tienen aproximadamente 15.
Este componente de CC puede producir requerimientos de
corriente momentáneos de dos veces o más que la corriente
nominal de los transformadores. Irónicamente, un sistema
de transporte de potencia menos eficiente (de mayor resistencia
y menores proporciones de X/R) tiene menos problemas
de compensación de CC. Se puede agregar resistencia o programar
los inversores para emularla. Como se analiza más
adelante en este artículo, los inversores en modo de isla pueden
ajustar y evitar la irrupción magnética completamente.
Fallas del seguimiento de frecuencia
Las fallas del seguimiento de frecuencia en los inversores
de seguimiento de red tienen antecedentes de provocar inestabilidad
y pérdida de ingresos para los sistemas eléctricos.
Como se muestra en la figura 6, algunos tipos de inversores
rastrean la frecuencia del sistema eléctrico. Sin embargo,
en condiciones de circuitos con fallas de CA, se suprime la
forma de onda de la CA y el inversor no puede rastrear con
precisión la frecuencia. Esto pone al inversor en la posición
de tener que " suponer " el sistema eléctrico. Nótese que los
inversores no dependientes del " seguimiento " de frecuencia
del sistema eléctrico ofrecen una respuesta más resiliente.
Carga
Cuando los inversores fallan en rastrear con precisión
la frecuencia del sistema eléctrico, cambian de fase desde
el sistema eléctrico y luego disparan fuera de línea (dejan
de conmutar). Esto puede ocurrir durante los transitorios
del sistema eléctrico, las operaciones de conmutación o
los eventos de circuitos con fallas. De este modo, incluso
el mejor sistema de protección no puede evitar que algunos
inversores demuestren un comportamiento poco confiable.
Por este motivo, se aconseja encarecidamente a la industria
que cambie todos los inversores a un modo de operación de
formación de red con caída con una dependencia limitada o
nula de seguimiento de la frecuencia. Esto requiere alejar a
la industria de los estándares de seguimiento de red.
Entre otras dificultades de las IBR que no se abordan en
este artículo se encuentran los errores humanos y preferencias,
las transformaciones de Park y Clarke, la complejidad
del control excesivo, la falta de transparencia en relación con
el comportamiento del firmware previsto y los diversos (y
contradictorios) estándares de inversores de la industria.
Conmutador de
transferencia automático
(a)
Carga
Potencia de reserva
Interruptores
Adaptar la protección sin comunicación
En este ejemplo, una batería y una IBR FV en un alimentador
de distribución son puestas en modo de isla por un
evento de protección ascendente; esto forma una microrred
en modo de isla y surgen varias dificultades. Durante una
sobrecarga o fallas, esta IBR de batería en particular produce
una corriente de sobretensión del 120 % durante 10 s y
luego una corriente del 100 % de forma indefinida; durante
la sobrecarga, la tensión del inversor se mantiene a un nivel
bajo y, después de 5 s (configurables), el inversor deja de
conmutar. La IBR FV está continuamente limitada a una
corriente del 100 % a un factor de potencia inferior a 0.8.
Cuando se conecta, la red de empresas de servicios públicos
es capaz de producir corrientes de falla en aproximadamente
ocho veces la clasificación de corriente nominal de interconexión.
Debido a que la carga normal del alimentador se
parece mucho a la capacidad de corriente de falla de la IBR
en modo de isla, se debe cambiar la protección de los reconectores
descendentes de la IBR de forma dinámica a una
protección más sensible (diferente) cuando estén en modo
de isla. Lamentablemente, no existe una infraestructura de
comunicación que conecte los reconectores ascendentes.
Una solución a este problema es que el PPR en el punto
Relé de protección
programable
(b)
figura 7. Uso de PPR para construir una microrred a partir
de grupos electrógenos existentes. (a) Convencional y (b)
mejorado.
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de desconexión de la empresa de servicios públicos comunique
un cambio de referencia de frecuencia al inversor de
un sistema de almacenamiento de energía de batería. Esta
mayor frecuencia provoca que los relés de reconectores descendentes
cambien a ajustes de protección más sensibles
y diferentes sin el costo o la complejidad de un sistema de
comunicación. La capacidad de los inversores de cambiar
rápidamente la frecuencia del sistema es una ventaja en un
sistema eléctrico de inercia baja. Nótese que es posible realizar
esta misma técnica con grupos generador distribuidos
con inercia inferior, pero puede tardar aproximadamente 0.5
s más que los inversores. En Alemania se utiliza una técnica
mayo/junio 2021
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