IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2021 - 73

de cambio de frecuencia similar para forzar el estado fuera
de línea de las IBR sin comunicación.
Adaptar la protección con comunicación
En este ejemplo, se configura una instalación industrial con
ocho grupos generador paralelos y una batería de tal manera
que ningún conjunto de curvas de sobrecorriente de tiempo
pueda distinguir la carga de las fallas en cualquier condición
operativa. En condiciones de carga baja, los grupos generador
se apagan de forma secuencial para ahorrar combustible
y reducir las emisiones; la cantidad de grupos generador en
línea puede variar de cero a ocho. La carga de de la central
varía de 200 a 1,800 A, y cada grupo generador contribuye
con 1,500 A en función de fallas (reactancia transitoria). El
inversor de la batería se mide en 300 A continuos, produce
600 A de corriente de sobretensión y 300 A de corriente de
sobrecarga térmica (véase la figura 2), y se configura para
dejar de conmutar a los 4 s. Ocho grupos generador producen
12,000 A de corriente de falla combinada y, con la
batería en línea, la corriente de falla total es igual o mayor a
12,300 A durante 4 s.
Al seleccionar muchos grupos generador pequeños que
pueden apagarse, los operadores diseñaron la instalación
pretendiendo utilizar el mínimo de combustible (por lo
tanto, las emisiones de dióxido de carbono son mínimas)
y midieron la batería con el objetivo de que la instalación
operara sin grupos generador en condiciones de carga baja.
Aunque se diseñó de manera óptima pensando en reducir
las emisiones de carbono y así generar un impacto ambiental
mínimo, la instalación no puede abastecerse de manera
segura debido a que los relés de protección de función única
elegidos no pueden ajustarse para evitar disparos inoportunos
durante los periodos de carga alta y tampoco contar
con una sensibilidad suficiente que detecte fallas cuando un
solo grupo generador o inversor de batería está en línea. Es
un caso en que abastecer esta instalación pondría en peligro
la vida de las personas o provocaría un falso disparo
en la instalación en condiciones de carga alta con un gran
costo para la operación. Se trata de un problema típico de la
microrred que se resuelve modificando de forma dinámica
la protección de los PPR.
Una solución común para este problema es reemplazar los
dispositivos de protección de una sola función con relés de
múltiples funciones, programables y basados en microprocesadores
con comunicación de alta velocidad (es decir, PPR).
Los PPR se ubican en todos los alimentadores de carga, en
cada generador y en la batería. Los PPR de grupos generador
e inversores de batería se programan para controlar, despachar,
iniciar, detener y monitorear los grupos generador
y los inversores; estos mismos relés comunican su estado a
los relés de alimentadores y de carga descendente. Los relés
descendentes se programan buscando corregir de manera
dinámica sus ajustes de protección a medida que cambian
las corrientes de falla disponibles. Al utilizar esta metodología
de protección dinámica, los PPR permiten que la central
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cumpla con los requerimientos de seguridad medioambiental
y de las personas.
Incorporar dispositivos de conmutación
antiguos en una nueva microrred
Agregar generación de energías renovables o respaldada por
baterías requiere la modificación de dispositivos de conmutación
existentes y que el dispositivo modificado esté actualizado
con los estándares más recientes de seguridad regional.
Al reemplazar los relés de función única más antiguos
con PPR, los usuarios finales reducen costos y pueden hacer
viables las microrredes eliminando la necesidad de comprar
un nuevo dispositivo.
Se debe cumplir con los requerimientos de conexión
a tierra dependientes del Código eléctrico nacional para
garantizar la seguridad de las personas. Las energías incidentes
del arco eléctrico se minimizan con elementos de
detección ligera de PPR. Las entidades normativas deben
volver a evaluar el dispositivo y aprobarlo para el reabastecimiento.
Los PPR tienen sensores ligeros integrados que
detectan eventos del arco eléctrico, reduciendo la energía
de manera sustancial al disparar interruptores ascendentes.
Los PPR también tienen algoritmos sensibles integrados
de protección y cálculo de fallas con conexión a tierra no
disponibles en relés de una sola función, y poseen registros
oscilográficos integrados que muestran a los inspectores que
funcionan correctamente.
Utilizar grupos generador existentes
para mejorar la resiliencia
Si las cargas en una microrred en modo de isla exceden la
producción de energía renovable por un periodo prolongado,
la energía almacenada del sistema de batería finalmente se
agotará. La solución a este problema requiere un grupo electrógeno
en el sitio con suficiente combustible almacenado
y/o la conexión de una empresa de servicios públicos.
Muchas instalaciones tienen grandes inversiones varadas
en grupos generador de reserva con interruptores de
transferencia automáticos, como se muestra en la solución
PCC1
PCC2
Potencia
primaria
FV Batería
PPR PPR PPR PPR PPR
PPR
PPR
PPR
PPR PPR PPR PPR
figura 8. Topología de un sistema eléctrico resiliente.
PCC: punto de acoplamiento común.
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