Autor:
Kumar V. Mahtani Mahtani
Profesor Ayudante en el Departamento de Automática, Ingeniería Eléctrica y Electrónica e Informática Industrial, Universidad Politécnica de Madrid.
Profesor Visitante en el Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, Universidad Paris-Saclay, Francia.
El cálculo preciso de los niveles de cortocircuito en los sistemas eléctricos es esencial para el diseño de equipos, la planificación de la red y la configuración de los sistemas de protección. Tradicionalmente, estos cálculos se realizaban con relativa facilidad en sistemas dominados por generadores síncronos, ya que su respuesta ante fallos eléctricos es bien comprendida. Sin embargo, con la creciente penetración de fuentes de energía basadas en electrónica de potencia, como la energía solar fotovoltaica, la eólica y los sistemas de almacenamiento en baterías, este análisis se ha vuelto mucho más complejo.
En los sistemas eléctricos modernos, el comportamiento de la corriente de cortocircuito ya no depende exclusivamente de la impedancia de los generadores, sino también de los algoritmos de control de los convertidores de potencia. A diferencia de los generadores síncronos, que aportan corrientes de cortocircuito elevadas y sostenidas, los convertidores limitan su corriente de salida para evitar daños en los componentes electrónicos. Esto ha generado nuevos desafíos en el dimensionamiento de equipos y en la protección del sistema eléctrico, ya que los modelos tradicionales de cálculo pueden arrojar resultados inexactos cuando se aplican a redes con alta penetración de generación renovable.
Los sistemas de generación basados en convertidores de potencia, como la energía solar fotovoltaica, la eólica con convertidores de potencia total (Tipo IV) y los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), presentan un comportamiento específico ante fallos en la red. Su respuesta de cortocircuito se divide en tres etapas principales.
a) En la fase subtransitoria, que ocurre en los primeros milisegundos después del fallo, el convertidor aún no ha identificado la falta y sigue operando como una fuente de tensión. En esta etapa, la corriente puede elevarse temporalmente por encima de la corriente de operación normal, aunque generalmente se establece un límite máximo cercano a 2 veces la corriente nominal para evitar daños en los componentes electrónicos.
b) Posteriormente, en la etapa transitoria, el convertidor detecta la falta e inicia su mecanismo de control de respuesta ante fallos, conocido como Fault Ride Through (FRT), reduciendo progresivamente la corriente hasta valores más controlados, en torno a 1,1 veces la corriente nominal.
c) Finalmente, en la etapa estacionaria, que ocurre después de aproximadamente 50 milisegundos, la corriente se estabiliza en el nivel definido por el código de red, que puede variar según la normativa de cada país.
Por otro lado, los generadores eólicos doblemente alimentados (DFIG), en sistemas eólicos Tipo III que incluyen un convertidor parcial en el rotor, presentan un comportamiento intermedio entre los generadores síncronos y los convertidores de potencia total. En estos sistemas, la respuesta ante fallos está influenciada por un mecanismo de protección llamado crowbar, que se activa en los primeros instantes tras la aparición de un cortocircuito. De forma intuitiva, el crowbar podría entenderse como un banco de resistencias conectado al rotor. Durante la fase inicial, el generador se comporta como una máquina de inducción convencional y puede aportar corrientes de hasta 4 veces su corriente nominal. A medida que la corriente comienza a disminuir, el crowbar se desactiva y el regulador de corriente del convertidor toma el control, reduciendo progresivamente la corriente hasta niveles seguros y regulados.
Fuente: Li, Z.H., Yan, H., Song, Y.T. and Guo, J.C. (2017) Study on Short Circuit Current Calculation of Power
System with UHVDC and New Energy Source. Energy and Power Engineering, 9, 625-634.
Fuente: Li, B., Liu, J., Wang, X., & Zhao, L. (2018). Fault Studies and Distance Protection of Transmission Lines Connected to DFIG-Based Wind Farms. Applied Sciences, 8(4), 562.
El aumento de la generación basada en convertidores de potencia ha demostrado que los modelos tradicionales de cálculo de cortocircuito, basados en máquinas síncronas, no son adecuados para representar con precisión la realidad de los sistemas eléctricos actuales. En redes con una baja penetración de generación renovable, estos modelos aproximados pueden ser suficientes, pero en sistemas con una alta presencia de electrónica de potencia, se requieren herramientas de simulación más avanzadas. Las simulaciones basadas en transitorios electromagnéticos (EMT – Electromagnetic Transient Simulations) han demostrado ser la opción más precisa, ya que permiten analizar el comportamiento dinámico de los convertidores y evaluar su impacto en la estabilidad de la red.
En conclusión, el comportamiento de la corriente de cortocircuito varía considerablemente según la tecnología de generación utilizada. Mientras que los generadores síncronos pueden sostener corrientes elevadas de manera natural, los convertidores electrónicos y los generadores DFIG dependen de algoritmos de control que limitan la corriente para proteger los equipos. Esto ha generado nuevos desafíos en el diseño de sistemas eléctricos y en la configuración de protecciones, obligando a la industria a desarrollar métodos de análisis más sofisticados para garantizar la seguridad y estabilidad de la red en un entorno con creciente presencia de energías renovables.
