IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2023 - 24

El aumento de los tiempos de despeje de la falla causadas por el
efecto de alimentación de un generador distribuido puede no ser
aceptable para clientes con cargas sensibles.
resumen de las preocupaciones principales sobre la integración
de IBR y aspectos del sistema asociados.
Tradicionalmente, la red eléctrica ha dependido de energía
mecánica almacenada en las masas de rotación (inercia) de
generadores grandes y en otras herramientas y tecnologías,
como la coordinación de control central, a fin de mantener
la estabilidad y el balance de la red durante perturbaciones
moderadas. A medida que se implementan más FED que
usan IBR sin inercia, habrá un desbalance creciente entre la
generación y la carga, lo que crea la necesidad de revisar los
esquemas de alivio de la carga por subfrecuencia (UFLS, por
sus siglas en inglés). La arquitectura de la red y la tecnología
de control asociada puede pasar a brindar funciones similares
incluso a medida que las formas tradicionales de generación
son reemplazadas por más generación libre de carbono. Si
bien los generadores síncronos tienen márgenes de reserva
operativa y compensan " naturalmente " los desbalances, las
IBR pueden reaccionar mejor de manera inmediata y mucho
más rápido que la generación convencional en cuanto al
balance de la carga y la generación con una gestión y coordinación
mejorada respecto de las necesidades del sistema, que
se cumplen con la tecnología actual. Las IBR con inversores
inteligentes tienen que tener márgenes de reserva y estar controladas
en el nivel del sistema a fin de poder balancear la
generación y la carga, que requiere coordinación y mecanismos
de mercado apropiados.
Las IBR no brindan aumentos significativos en la corriente
durante eventos de cortocircuito; en cambio, no ocasionan
1.2
1
0.9
0.8
0.6
0.4
0.2
-1
FED debe permanecer
conectada a la red
FED se puede disparar
0.625
t (s)
figura 1. Características del soporte a la red. p. u.: por
unidad.
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cambios en la corriente o solo una cantidad nominal durante
estos eventos. A medida que se retiran los generadores síncronos
rotativos tradicionales y se reemplazan con IBR, se
espera que el sistema experimente un cambio fundamental
en los comportamientos de cortocircuito en todos los niveles
de la red, en especial, en la disminución de las corrientes y la
robustez de los cortocircuitos. La protección y los sistemas
de control existentes enfrentarán importantes desafíos en la
detección de fallas con alta penetración de energías renovables,
lo que crea posibilidades para operaciones de protección
incorrectas y, en última instancia, apagones. Las soluciones
implican equipo de la red que brindan corriente de fallas o
nuevos esquemas de protección y control. Para permanecer
en servicio luego de una falla de cortocircuito, las FED
deben poder soportar la caída de tensión hasta que la falla se
haya solucionado mediante la protección y el interruptor. Los
crecientes tiempos de despeje de la falla que son producto
del efecto dentro del alimentador de un generador distribuido
puede no ser aceptable para clientes con cargas sensibles. No
solo los usuarios del alimentador que falla experimentan la
caída de tensión, sino también los alimentadores adyacentes
conectados al mismo sistema de distribución. Teniendo en
cuenta que el tiempo operativo de protección depende del
tipo de protección, la ubicación de la falla, el tipo de falla y
los parámetros de la falla, estos factores deben analizarse a
fin de identificar los requerimientos para mejorar el tiempo
de despeje de la falla.
Inicio de la caída de tensión
El impacto de las caídas y aumentos de tensión en las
FED depende de dos características. La primera característica
de una caída de tensión, la profundidad, es una función
del tipo de falla, la ubicación de las fallas y la configuración
del sistema. Las fallas monofásicas de conexión a tierra
conducen a una caída de tensión en la fase con fallas y a
un aumento de tensión en las fases saludables. El nivel de
aumento de tensión también se ve afectado por la conexión
a tierra del transformador de interfaz y se debería tener en
cuenta. La segunda característica es la duración de la caída
de tensión, que depende del tiempo de despeje de la falla.
Estas dos características de la falla impactan la capacidad
de soporte de la red (ride-through) de la FED. La figura 1
brinda un ejemplo de una característica de soporte de la red
(ride-through).
La primera característica es algo que no podemos controlar
pero que debemos estudiar para poder predecir y estimar
los efectos de las distintas fallas sobre la estabilidad del
sistema. La segunda característica de la caída de tensión, la
duración, es el parámetro que podemos controla al aplicar de
mayo/junio 2023
Tensión de la red (p. u)
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