Respuesta de un esquema de protecci on en distribuci on

Respuesta de un esquema de proteccion endistribucion incluyendo generacion distribuida

Julian David Valbuena Godoy

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Ingenierıa, Departamento de Ingenierıa Electrica y Electronica

Bogota, Colombia

2020

Respuesta de un esquema de proteccion endistribucion incluyendo generacion distribuida

Julian David Valbuena Godoy

Tesis presentada como requisito parcial para optar al tıtulo de:

Magister en Ingenierıa Electrica

Director:

PhD MSc. Ing. Fabio Andres Pavas Martınez

Lınea de Investigacion:

Generacion Distribuida

Grupo de Investigacion:

Programa de Adquisicion y Analisis de Senales (PAAS UN)

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Ingenierıa, Departamento de Ingenierıa Electrica y Electronica

Bogota, Colombia

2020

Dedicatoria

Ası que, aquı vamos de nuevo...

Despues de todo, nunca se deja ser estudiante porque realmente nunca

se deja de aprender.

A mis padres

A mi familia

A mis companeros del PAAS

A mis profesores

A mis alumnos

A Sofıa, siempre a Sofıa.

Agradecimientos

Todo mi agradecimiento tanto al profesor Andres Pavas, por estar ahı apoyandome con

sus ideas, como al grupo del PAAS por abrirme un espacio dentro de el.

A los companeros de la Escuela de Ingenierıa Julio Garavito, Daniel Vera y Agustın Maru-

landa; con quienes se sentaron las bases de este trabajo.

A los jurados de esta tesis, los profesores Ivan Camilo Duran y Victor Rudas, quienes con

sus comentarios enriquecieron enormemente el contenido de este documento.

A la Universidad Nacional de Colombia por seguirme dando todo. A la Facultad de Ingenierıa

y al Departamento de Ingenierıa Electrica y Electronica por apoyarme en mis presentaciones

y viajes, permitiendome conocer lugares maravillosos de Colombia y el mundo.

A Sofıa, por estos anos de salir a tomar juguito.

ix

Resumen

En este documento se analiza la respuesta de un esquema de proteccion, presente en una

red de distribucion convencional, ante diferentes escenarios de generacion distribuida. Dicha

respuesta depende de la localizacion de la falla y del nivel de penetracion y de dispersion del

escenario de generacion; ademas de ser medida a traves de dos metodos: Uno por discrimi-

nacion de operaciones y otro por indicadores de confiabilidad. Analizando la respuesta del

esquema, se proponen estrategias para mitigar su afectacion iniciando por la modificacion

de ajustes, cambio de los dispositivos de proteccion y, al terminar, adopcion de un esque-

ma adaptativo con comunicacion entre los dispositivos que la componen. Finalmente, los

metodos de valoracion indican que, segun la configuracion del esquema, hay partes de la

red mas susceptibles a tener afectaciones ante la generacion distribuida. Para corregir dichas

afectaciones, tambien se valora la efectividad de las estrategias de mitigacion, dando como

resultado que para ciertos escenarios de generacion no es posible resolver el problema con

protecciones convencionales.

Palabras clave: Generacion distribuida, Nivel de penetracion, Nivel de dispersion,

Esquema de proteccion, Perdida de coordinacion de protecciones, Perdida de sensibi-

lidad.

Abstract

This document analyzes the response of a protection scheme, in a conventional distribution

network, produced for some distributed generation scenarios. This response depends on the

fault location and scenario penetration and dispersion levels. It is measured through two met-

hods: operations discrimination and reliability indicators affectation. Analyzing the scheme

response, few strategies are proposed to mitigate the affectation starting with configura-

tion modifications, changes of some protection devices, and implementation of an adaptive

scheme with communication between devices. Finally, the assessment methods indicate that,

according to the scheme configuration, there are parts of the network that are more suscep-

tible to having effects on distributed generation. To correct these affectations, effectiveness

of mitigation strategies is also assessed, concluding that for certain generation scenarios it

is not possible to solve the problem with conventional protections.

Keywords: Distributed generation, Penetration level, Dispersion level, Protection sche-

me, Loss of protection coordination, Loss of sensitibity.

Contenido

Agradecimientos VII

Resumen IX

Lista de Figuras XV

Lista de Tablas XIX

Abreviaturas XXI

1. Introduccion 1

1.1. Identificacion del problema y aplicacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.2. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.2.1. Objetivo General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.2.2. Objetivos Especıficos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.3. Alcance y limitaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

1.4. Metodologıa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

1.5. Capıtulos del documento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Referencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2. Protecciones en sistemas electricos 7

Introduccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2.1. Caracterısticas de los sistemas de proteccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.1.1. Confiabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.1.2. Velocidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.1.3. Selectividad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.1.4. Sensibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.1.5. Simplicidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.1.6. Economıa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.2. Fundamentos de proteccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.2.1. Principio diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.2.2. Proteccion de sobrecorriente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2.2.3. Proteccion a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.2.4. Proteccion direccional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.2.5. Proteccion de distancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

xii Contenido

2.3. Dispositivos de proteccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.3.1. Reles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.3.2. Fusibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.3.3. Reconectadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.3.4. Seccionalizadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.4. Coordinacion de protecciones en redes de distribucion . . . . . . . . . . . . . 20

2.4.1. Principios de coordinacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.4.2. Red de distribucion usada como caso base . . . . . . . . . . . . . . . 22

2.4.3. Coordinacion Fusible-Fusible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

2.4.4. Coordinacion Reconectador-Fusible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

2.4.5. Coordinacion de reles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

2.4.6. Coordinacion con las protecciones de la red de alta tension . . . . . . 30

2.4.7. Coordinacion de las protecciones a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.5. Coordinacion del caso base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

Referencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

3. Implementacion de la generacion distribuida 35

Introduccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

3.1. Generalidades de la generacion distribuida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

3.1.1. Tipos de recurso energetico distribuido . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

3.1.2. Caracterısticas de la generacion distribuida . . . . . . . . . . . . . . . 37

3.2. Escenarios de generacion distribuida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

3.3. Potenciales efectos en el esquema de proteccion . . . . . . . . . . . . . . . . 40

3.3.1. Perdida de la coordinacion de protecciones . . . . . . . . . . . . . . . 40

3.3.2. Falso disparo direccional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

3.3.3. Operacion indeseada de fusibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

3.3.4. Perdida de sensibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

3.3.5. Sobretension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

Referencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

4. Valoracion de los efectos de generacion distribuida 47

Introduccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

4.1. Caracterısticas de las fallas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

4.2. Metodo por discriminacion de operaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

4.2.1. Definicion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

4.2.2. Aplicacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

4.2.3. Analisis de resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

Contenido xiii

4.3. Metodo por afectacion de indicadores de confiabilidad . . . . . . . . . . . . . 59

4.3.1. Definicion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

4.3.2. Aplicacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

4.3.3. Analisis de resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

Referencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

5. Mitigacion de los efectos de la generacion distribuida 68

Introduccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

5.1. Ajuste del intervalo de activacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

5.2. Inclusion de seccionalizadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

5.2.1. Analisis por discriminacion de operaciones . . . . . . . . . . . . . . . 72

5.2.2. Analisis por afectacion de indicadores de confiabilidad . . . . . . . . . 76

5.3. Inclusion de reles de impedancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78



Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

Referencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

6. Esquemas de transicion a microrredes 88

Introduccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

6.1. Esquema con reles direccionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89



6.2. Esquema de proteccion adaptativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97

6.2.1. Esquema centralizado de protecciones adaptativas . . . . . . . . . . . 99

6.2.2. Esquema descentralizado de protecciones adaptativas . . . . . . . . . 104

Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

Referencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110

7. Conclusiones y recomendaciones 111

7.1. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111

7.2. Recomendaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112

A. Anexo: Caracterısticas de tiempo contra corriente de los fusibles de sobreco-

rriente 113

A.1. Fusibles tipo K . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113

A.2. Fusibles tipo T . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113

xiv Contenido

B. Anexo: Artıculos publicados bajo el marco de la tesis 116

B.1. Assessment of Increasing PV Penetration Levels on Step Voltage Regulators

Performance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

B.2. Assessment of DG Effect on a Protection Scheme considering High Impedance

Faults . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

B.3. Loss of Coordination in a Protection Scheme due to DG assessed by means of

Reliability Analysis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

Lista de Figuras

2-1. Funcionamiento de una proteccion diferencial (Adaptado de [3]). . . . . . . . 10

2-2. Criterio para la operacion de las protecciones de sobrecorriente. . . . . . . . 11

2-3. Caracterıstica de la proteccion direccional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2-4. Caracterısticas en el plano X-R de los tipos de protecciones de distancia. . . 14

2-5. Tipos de TCCs para la operacion de reles de sobrecorriente. . . . . . . . . . 17

2-6. Caracterıstica del tiempo contra corriente de la operacion de un fusible. . . . 18

2-7. Coordinacion de dispositivos de proteccion en serie. . . . . . . . . . . . . . . 21

2-8. Corriente Inrush y corriente de puesta en marcha en frıo comparada con la

TCC de un fusible 25T (Adaptado de [11]). Corriente nominal de 20A. . . . 22

2-9. Red IEEE 13-nodes test feeder, usada como caso base. . . . . . . . . . . . . 23

2-10.Ejemplo de coordinacion Fusible-Fusible con valores de corriente en amperios

(Azul: Corriente de carga maxima, rojo: Corriente de cortocircuito). . . . . . 25

2-11.Coordinacion del fusible 646 y fusible 645. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2-12.Ejemplo de coordinacion Reconectador-Fusible con valores de corriente en

amperios (Azul: Corriente de carga maxima, rojo: Corriente de cortocircuito). 27

2-13.Coordinacion del reconectador 684 y los fusibles 611 y 672. . . . . . . . . . . 28

2-14.Ejemplo de coordinacion de reles con reconectadores y fusibles con valores de

corriente en amperios (Azul: Corriente de carga maxima, rojo: Corriente de

cortocircuito). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

2-15.Coordinacion del rele 671. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

2-16.Coordinacion del rele 632. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

2-17.Esquema de protecciones del caso base. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

3-1. Esquema de los dispositivos que componen cada recurso energetico distribuido

(DER). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3-2. Localizacion de las DERs en cada nivel de dispersion de inclusion de DG. . . 39

3-3. Esquema de coordinacion fusible-fusible con inclusion de DG. . . . . . . . . . 41

3-4. Esquema de dos alimentadores, donde por accion de la DER ocurre un falso

disparo direccional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

3-5. Esquema de la coordinacion reconectador-fusible, donde por accion de la DER

ocurre una operacion innecesaria del fusible. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

3-6. Esquema de un alimentador, donde por accion de la DER se ocasiona una

perdida de sensibilidad en el rele. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

xvi Lista de Figuras

4-1. Escala de impedancia de falla. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

4-2. Acciones ante una falla en el nodo 652, bajo el caso base. . . . . . . . . . . . 50

4-3. Acciones ante una falla en el nodo 652, bajo el escenario B4-ext (4 nodos,

100 % de penetracion). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

4-4. Disparos bajo el escenario A4-632 (Izquierda) y el escenario A4-671 (Derecha). 52

4-5. Disparos bajo el escenario A4-692 (Izquierda) y el escenario A4-675 (Derecha). 54

4-6. Disparos bajo el escenario B4-ext (Izquierda) y el escenario B4-ext (Derecha). 55

4-7. Disparos bajo el escenario C4 (Izquierda) y el escenario D4 (Derecha). . . . . 57

4-8. Comparacion de probabilidades de disparo no ejecutado y falso disparo para

distintos escenarios de DG. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

4-9. Acciones ante una falla en el nodo 684, bajo el escenario B4-ext (4 nodos,

100 % de penetracion). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

4-10.Indicadores de confiabilidad bajo el escenario B4-ext. . . . . . . . . . . . . . 62

4-11.Comparacion de indicadores de calidad de la energıa para distintos escenarios

de DG. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

4-12.Indicadores de confiabilidad bajo el escenario C4. . . . . . . . . . . . . . . . 65

5-1. Nueva coordinacion del fusible 646 y del fusible 645. . . . . . . . . . . . . . . 70

5-2. Disparos no ejecutados con coordinacion del caso base (Izquierda) y con coor-

dinacion ajustada (Derecha), para los escenarios A4-632 y A4-671. . . . . . . 71


distintos escenarios de DG en la red, en el caso base (Izquierda) y con inclusion

de seccionalizadores (Derecha). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

5-4. Disparos con el esquema del caso base (Izquierda) y con inclusion de seccio-

nalizadores (Derecha), para el escenario C4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

5-5. Problemas en la operacion de los seccionalizadores. . . . . . . . . . . . . . . 75

5-6. Falsos disparos con el esquema del caso base (Izquierda) y con inclusion de

seccionalizadores (Derecha), para los escenarios A4-675 y B4-ext. . . . . . . . 76

5-7. Comparacion de indicadores de confiabilidad para distintos escenarios de DG,

en el caso base (Izquierda) y con inclusion de seccionalizadores (Derecha). . . 77

5-8. Caracterıstica Mho y valores de ajuste de los reles de impedancia 632 y 671. 78

5-9. Coordinacion de los reles de impedancia 632 y 671. . . . . . . . . . . . . . . 79

5-10.Impedancia medida por los reles bajo HIFs, para todos los escenarios de DG. 80

5-11.Comparacion de probabilidades de disparo no ejecutado y falso disparo para

distintos escenarios de DG en la red, en el caso base (Izquierda) y con inclusion

de reles de impedancia (Derecha). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

5-12.Disparos incorrectos con el esquema del caso base (Izquierda) y con inclusion

de reles de impedancia (Derecha), para los escenarios D4 y C4. . . . . . . . . 82

5-13.Comparacion de indicadores de confiabilidad para distintos escenarios de DG,

en el caso base (Izquierda) y con inclusion de reles de impedancia (Derecha). 84

Lista de Figuras xvii

5-14.Indicadores de confiabilidad con el esquema del caso base (Izquierda) y con

inclusion de reles de impedancia (Derecha), para el escenario D4. . . . . . . . 85

6-1. Localizacion y tiempos de operacion de los reles direccionales. . . . . . . . . 90

6-2. Ejemplos de aislamiento de una falla en el esquema con reles direccionales. . 90

6-3. Escala de corriente en una lınea con la coordinacion de los reles direccionales. 91

6-4. Disparos incorrectos en el esquema con reles direccionales. . . . . . . . . . . 91


distintos escenarios de DG en la red, con el esquema de reles direccionales. . 93

6-6. Disparos en la red con el esquema de reles direccionales, bajo el escenario C4

(Izquierda) y el escenario D4 (Derecha). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

6-7. Comparacion de indicadores de calidad de la energıa para distintos escenarios

de DG, con el esquema de reles direccionales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96

6-8. Esquema centralizado de protecciones adaptativas. . . . . . . . . . . . . . . . 100

6-9. Algoritmo implementado para el esquema centralizado de protecciones adap-

tativas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

6-10.Disparos bajo el escenario B4-int, con el esquema de reles direccionales (Iz-

quierda) y el esquema centralizado de protecciones adaptativas (Derecha). . . 103

6-11.Esquema descentralizado de protecciones adaptativas. . . . . . . . . . . . . . 104

6-12.Algoritmo implementado para el esquema descentralizado de protecciones

adaptativas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107

6-13.Disparos bajo el escenario B4-ext, con el esquema de reles direccionales (Iz-

quierda) y el esquema descentralizado de protecciones adaptativas (Derecha). 108

A-1. Curvas de tiempo contra corriente de la fusion mınima de los fusibles tipo K. 113

A-2. Curvas de tiempo contra corriente del tiempo de operacion de los fusibles tipo

K. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114

A-3. Curvas de tiempo contra corriente de la fusion mınima de los fusibles tipo T. 114

A-4. Curvas de tiempo contra corriente del tiempo de operacion de los fusibles tipo

T. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115

Lista de Tablas

2-1. Informacion de los conductores y corrientes de la red de distribucion usada

como caso base [12]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2-2. Informacion del consumo en cada nodo de la red de distribucion usada como

caso base [12]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

2-3. Informacion de la coordinacion de las protecciones en el caso base. . . . . . . 33

3-1. Valores de potencia en los distintos escenarios de penetracion y dispersion de

DG, implementados sobre la red del caso base [kW]. . . . . . . . . . . . . . . 38

4-1. Valores de potencia no atendida (UP) y Energıa No Suministrada (ENS) para

fallas en la red de caso base. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

Abreviaturas

A lo largo del documento se hara uso de abreviaturas para diferentes terminos usados en la

literatura relacionada con el tema de estudio. Se adoptaran las abreviaturas usadas el idioma

de origen (Ingles) para evitar contradicciones y/o confusiones en la terminologıa.

Abreviatura Termino Termino original

AC Corriente Alterna Alternating Current

CT Transformador de Corriente Current Transformer

CPU Unidad central de procesamiento Central Processing Unit

DC Corriente Directa Direct Current

DER Recurso Energetico Distribuido Distributed Energy Resource

DG Generacion Distribuida Distributed Generation

EI Extremadamente Inversa Extremely Inverse

ENS Energıa No Suministrada Energy Not Supplied

HIF Falla de impedancia alta High Impedance Fault

HV Alta tension High-Voltage

LI Inversa de larga duracion Long time Inverse

LIF Falla de impedancia baja Low Impedance Fault

LOC Perdida de coordinacion Loss Of Coordination

LV Baja tension Low-Voltage

MV Media tension Medium-Voltage

NI Inversa Estandar Normally Inverse

OC Sobrecorriente Overcurrent

PCC Punto de acople comun Point of Common Coupling

PU Unidad de procesamiento Processing Unit

PV Fotovoltaico Photovoltaic

TCC Caracterıstica de tiempo contra corriente Time Current Characteristic

UP Potencia no atendida Unattended Power

V I Muy inversa Very Inverse

V T Transformador de tension Voltage Transformer

1. Introduccion

Analizando el contexto de la distribucion de energıa a lo largo del mundo, observamos una

clara tendencia a un cambio en el paradigma convencional. Se desea tener una integracion

mas cercana entre la generacion y el consumo de energıa usando en su mayorıa recursos

disponibles en el entorno. Conforme a estos requerimientos se adopta el concepto de Genera-

cion Distribuida (DG). Su inclusion garantiza la adopcion de recursos energeticos renovables

como fuentes de generacion para la suplencia de energıa, obteniendo no solo beneficios am-

bientales sino tambien una oportunidad de solucionar diferentes dificultades de diferentes

paıses cuya generacion se realiza exclusivamente en base a combustibles fosiles [1].

Actualmente, la DG constituye solo una etapa de un proceso de transicion cuya finalidad es

implementar un sistema que responda a la necesidad de suplir la demanda de una pequena

comunidad con una condicion activa, confiable e inteligente: las microrredes [2].

El termino microrred empezo con Robert Lasseter en 2002 en el artıculo “Microgrids”, pre-

sentado en el 2002 IEEE Power Engineering Society Winter Meeting [3]. A partir de este

artıculo se adopta este nuevo concepto, el cual abarca en gran parte la investigacion en DG

realizada hasta el momento. Este sistema correspondıa al paradigma que se adoptarıa en el

futuro en los sistemas de energıa, dada la cantidad de ventajas de funcionamiento y confia-

bilidad con las que cuenta, entre ellas la posibilidad de desempenar su funcion en dos modos

de operacion: Conectada a la red principal o aislada [4].

A pesar de los beneficios, la oportunidad de resolver muchos de los problemas de suplencia

y su confiabilidad por sus modos de operacion ante diferentes circunstancias, el uso de

las microrredes con una alta penetracion de DG en redes de distribucion convencionales

puede acarrear impactos tecnicos indeseados [5]-[7]. En el mismo ano de publicacion del

artıculo “Microgrids”, William Feero, Douglas Dawson y John Stevens publican el artıculo

titulado “White paper on protection issues of the microgrid concept”, donde proponen que

al nuevo concepto conocido como microrredes estan ligados problemas en las protecciones

comunmente usadas en redes de distribucion [8].

La implementacion de generacion junto a la demanda involucra el considerar realizar un

planteamiento en relacion a la operacion, control y protecciones del sistema. De acuerdo

con la IEEE Standard 1547 [9], a un DER (Recurso Distribuido de Energıa) se le permite

conectarse a la red de distribucion, pero requiere ser desconectada en caso de una falla. Esta

aproximacion puede ser aplicada a pequenas microrredes funcionando conectadas a la red

pero, cuando la penetracion de la DG es muy grande, la desconexion de todas las fuentes de

DG puede tener efectos adversos a la red principal. Entre otros problemas en el control en

2 1 Introduccion

general de la red y en el esquema de proteccion, se incluyen:

Flujos de potencia bidireccionales: El flujo de potencia en un sistema de dis-

tribucion tradicional es unidireccional, partiendo de la subestacion a las cargas. La

integracion de diferentes DERs en el lado de distribucion de la red puede causar flu-

jos de potencia en en direccion hacia la subestacion. Como resultado, el esquema de

coordinacion convencional de protecciones perdera su eficacia [1], [7], [10].

Capacidad de corto circuito: En el caso de las DERs que hacen uso de dispositi-

vos basados en electronica de potencia (Inversores DC-AC, convertidores AC-AC), la

corriente de falla esta limitada (maximo 2 p.u.) [6]. Por tanto, los reles convencionales

para sobrecorrientes no alcanzan a reaccionar ante una falla por no tener sensibilidad

ante dichas corrientes [11].

Problemas de estabilidad: Oscilaciones locales pueden presentarse como resultado

de la interaccion del sistema de control con los generadores. Por tanto, un analisis de

la estabilidad de las pequenas senales y de la estabilidad transitoria es requerido para

asegurar la correcta operacion de la microrred [5], [6].

Baja inercia: En sistemas de potencia convencionales, la mayor parte de la generacion

proviene de plantas que poseen una gran inercia. Las microrredes, por otro lado, cuen-

tan con una generacion mas dispersa y tamanos de generacion mucho mas pequenos.

En consecuencia, se tiene una caracterıstica de baja inercia, especialmente de los inver-

sores. La baja inercia puede resultar en desviaciones de frecuencia severas cuando la

microrred opera de manera aislada. Por tanto, un mecanismo de control es requerido

[6], [9].

Suplencia intermitente: Las microrredes con fuentes de energıa renovables como

DG son intermitentes en su suplencia de energıa. Por tanto, la coordinacion entre DG

y los dispositivos de almacenamiento es esencial [2], [6].

A partir del reconocimiento de encontrar estos problemas en una red, dependiendo del nivel

de penetracion de la DG, surge la necesidad de identificar las afectaciones potenciales en las

protecciones y encontrar medios para mitigarlas. Para este estudio, que se llevara a cabo en el

marco de una tesis de maestrıa, se desea tomar un red de distribucion convencional y observar

los efectos que aparecen al tener diferentes niveles de penetracion. Segun lo encontrado, se

propondran uno o varios esquemas de protecciones para mitigar estos efectos.

En las secciones a continuacion se describiran diferentes aspectos planteados para el desa-

rrollo de la tesis.

1.1 Identificacion del problema y aplicacion 3

1.1. Identificacion del problema y aplicacion

Con la actual tendencia de integracion de DG en las redes de distribucion, el sistema no esta

aislado a tener en cuenta ciertos aspectos tecnicos basicos como las protecciones utilizadas

para proteger la integridad de la infraestructura y de sus usuarios. Parte de la transicion

del sistema convencional a redes con un mayor despliegue de posibilidades como las micro-

rredes, nos obliga a tener esquemas de proteccion cuya complejidad aumenta dependiendo

de la topologıa y los flujos bidireccionales proporcionales a la generacion. En el caso colom-

biano, en el momento apenas se empieza a realizar proyectos de pequeno tamano, donde

la reglamentacion no tiene el suficiente trasfondo tecnico ni tampoco se consideran algunas

consecuencias del uso de la DG.

Con este estudio se da respuesta a una serie de interrogantes que de manera empırica no se

logra dar una solucion. Entre estos, es indispensable plantear: ¿Como se relaciona el nivel

de penetracion de la generacion distribuida en la coordinacion de las proteccio-

nes?, ¿Existe un lımite en el tamano de la generacion para la operacion segura

de la red?, ¿Es necesario realizar un cambio en las protecciones teniendo un nivel

mınimo de penetracion?, ¿Que cambios se deben realizar en las protecciones para

hacer una transicion a microrred manteniendo una operacion segura?, ¿Se obtie-

ne la misma efectividad manejando diferentes esquemas?, ¿La implementacion

de estos contribuiran a mejorar la continuidad y la confiabilidad del servicio?

Mediante simulaciones se obtiene una valoracion del efecto de las protecciones para contestar

los interrogantes, ademas de consolidar una posible ruta a seguir para el desarrollo de otros

trabajos en el mismo ambito.

1.2. Objetivos

Esta tesis de maestrıa se llevara a cabo bajo el marco del cumplimiento de los siguientes

objetivos, tanto general como especıficos.

1.2.1. Objetivo General

Evaluar el efecto de la penetracion de generacion distribuida en la coordinacion de protec-

ciones de una red de distribucion simulada para implementar esquemas de protecciones que

permitan efectuar una transicion a microrred.

1.2.2. Objetivos Especıficos

Cuantificar los efectos de diferentes niveles de penetracion de generacion distribuida en

la seguridad y continuidad del servicio de la red de distribucion para encontrar puntos

crıticos y limitaciones de generacion.

4 1 Introduccion

Evaluar los potenciales beneficios de la inclusion del esquema de protecciones en los

ındices de la confiabilidad y continuidad de la red.

Recopilar e implementar diferentes esquemas de coordinacion de protecciones usados

en microrredes para modificar el esquema convencional existente en la red.

1.3. Alcance y limitaciones

En primer lugar, se debe tener en cuenta que no se realizan pruebas en laboratorio. El alcance

del estudio sera exclusivamente teorico.

Se realiza la simulacion de una red de distribucion IEEE-13 nodos con una topologıa y unas

cargas establecidas para conocer los efectos de diferentes niveles de penetracion de la DG

en la seguridad y la continuidad del servicio de dicha red. Esto con el animo de encontrar

puntos crıticos donde colocar las DERs que componen la implementacion de DG, ademas de

las limitaciones que acarrean el esquema de proteccion usado.

Con los datos hallados para cada uno de los escenarios simulados, se comparan los cambios

ocurridos en continuidad y confiabilidad de la red. Luego, se intenta dar solucion a los

efectos indeseados de la DG mediante la implementacion de distintos esquemas usados en

redes tecnologicamente mas avanzadas, de manera que se vea un proceso de transicion al

paradigma moderno: La microrred. Se debe especificar que al final del documento no se

implementa una microrred, en todos los aspectos que abarcan este concepto, dado que el

desarrollo del control que implica esta fuera del alcance del estudio. Lo que se presenta es

un esquema que puede afrontar los distintos cambios posibles en los flujos de potencia de la

red, ası como la entrada de diferentes DERs y el aislamiento de la red principal.

En adicion, en algunos apartes se realizan pruebas con modelos sencillos de circuitos de

equivalentes, de tal manera que el trabajo realizado pueda ser generalizado a cualquier red.

1.4. Metodologıa

La simulacion de las redes de distribucion se lleva a cabo en el software de libre acceso

OpenDSS. Se elige este software por la facilidad de tener acceso al codigo fuente totalmente

modificable, escrito en un pseudo-lenguaje basado en C, y por la comunicacion que se puede

implementar con Matlab para el desarrollo de una capa adicional de medicion y control

de las variables del circuito. Ası, las limitaciones encontradas por librerıas no existentes

relacionadas a protecciones pueden ser escritas desde el codigo base, ademas de implementar

esquemas de protecciones que requieran comunicacion entre los diferentes dispositivos que

lo componen. El desarrollo de dichas librerıas no se especifica como un objetivo del estudio

pero se considera como una contribucion al uso de este software para este tipo de analisis.

Por otra parte, para verificar la efectividad de los esquemas de proteccion se consideran

diferentes escenarios posibles de fallas. Dichos escenarios se usan para comparar la respuesta

https://smartgrid.epri.com/SimulationTool.aspx

1.5 Capıtulos del documento 5

de cada uno de estos esquemas, de tal manera que se presenten distintos ejemplos que se

puedan utilizar en diferentes redes. En sıntesis, este documento intenta hacer un recorrido a

lo largo de distintas tecnologıas y sistemas de proteccion, desde las protecciones tradicionales

hasta los esquemas implementados en microrredes. La comparacion de las respuestas pre-

sentadas guıan hacia una metodologıa por implementar, para la adecuacion y/o reemplazo

del esquema tradicional.

1.5. Capıtulos del documento

Este documento se encuentra compuesto por 5 capıtulos de contenido, con los cuales se

pretende responder a los cuestionamientos realizados en la identificacion del problema. Un

breve resumen de los capıtulos se puede observar a continuacion.

Capıtulo 2 - Protecciones en sistemas electricos: En este se presentan diferentes

aspectos de las protecciones en sistemas electricos. Se inicia por sus caracterısticas,

fundamentos, principios y dispositivos, hasta llegar a la coordinacion entre dispositivos

para conformar un esquema de proteccion. De esta manera, se expone informacion

relevante para el desarrollo de este estudio y un repositorio de conceptos utilizados a

lo largo del documento.

Capıtulo 3 - Implementacion de la generacion distribuida: En este se presentan

los detalles de lo que sera la implementacion de generacion distribuida en la red del caso

base. Ademas, se presentan generalidades como diferencias entre los tipos de recursos

energeticos distribuidos, definiciones de nivel de penetracion y nivel de dispersion, y los

potenciales efectos en el esquema de proteccion, producidos a partir de la generacion

distribuida.

Capıtulo 4 - Valoracion de los efectos de generacion distribuida: En este

capıtulo se presentan dos metodologıas de valoracion de efectos de la generacion dis-

tribuida. La primera metodologıa se basa en clasificar la operacion del esquema de

proteccion, en conjunto, ante un falla. La segunda metodologıa valora la afectacion,

por ocurrencia de falsos disparos ligados a la generacion, de los indicadores de confia-

bilidad despues la extincion de una falla.

Capıtulo 5 - Mitigacion de los efectos de la generacion distribuida: En este

capıtulo se presentan estrategias para la mitigacion de los efectos indeseados produ-

cidos por la generacion distribuida. Dichas estrategias abarcan desde el reajuste de

las configuraciones de la proteccion hasta el cambio de algunos de dispositivos por

otros con diferente filosofıa de proteccion, como los seccionalizadores y los reles de

impedancia.

6 Referencias

Capıtulo 6 - Esquemas de transicion a microrredes: En este capıtulo se hace

la introduccion a los esquemas de proteccion normalmente usados en redes que poseen

un alto nivel de penetracion, pasando de redes convencionales a las microrredes. Ası,

se presenta un esquema utilizando reles direccionales en cada extremo de las lıneas de

la red, con el que se se cambia la concepcion que dicta que las protecciones se ubican

solo para operar a fallas aguas abajo. En cuanto a los esquemas usados en microrredes,

se presentan los dos tipos de arquitecturas usadas y se implementa un algoritmo para

cada una.

Referencias

[1] B. J. Brearley y R. R. Prabu, “A review on issues and approaches for microgrid pro-

tection”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 67, pags. 988-997, 2017.

[2] S. Chowdhury y P. Crossley, Microgrids and active distribution networks. The Institu-

tion of Engineering y Technology, 2009.

[3] R. H. Lasseter, “Microgrids”, en Power Engineering Society Winter Meeting, 2002.

IEEE, IEEE, vol. 1, 2002, pags. 305-308.

[4] X. Xu, J. Mitra, T. Wang y L. Mu, “An evaluation strategy for microgrid reliability

considering the effects of protection system”, IEEE Transactions on Power Delivery,

vol. 31, n.o 5, pags. 1989-1997, 2016.

[5] S. A. Gopalan, V. Sreeram y H. H. C. Iu, “A review of coordination strategies and

protection schemes for microgrids”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol.

32, pags. 222-228, 2014.

[6] F. Mumtaz e I. S. Bayram, “Planning, Operation, and Protection of Microgrids: An

Overview”, Energy Procedia, vol. 107, pags. 94-100, 2017.

[7] G. A. Quiroga, C. F. M. Almeida, H. Kagan y N. Kagan, “Protection System Consi-

derations in Networks with Distributed Generation”, en Electric Distribution Network

Management and Control, Springer, 2018, pags. 255-280.

[8] W. E. Feero, D. C. Dawson y J. Stevens, “White paper on protection issues of the

microgrid concept”, Consortium for Electric Reliability Technology Solutions, 2002.

[9] T. S. Basso y R. DeBlasio, “IEEE 1547 series of standards: interconnection issues”,

IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 19, n.o 5, pags. 1159-1162, 2004.

[10] X. Xu, T. Wang, L. Mu y J. Mitra, “Predictive Analysis of Microgrid Reliability Using

a Probabilistic Model of Protection System Operation”, IEEE Transactions on Power

Systems, vol. 32, n.o 4, pags. 3176-3184, 2017.

[11] D. Turcotte y F. Katiraei, “Fault contribution of grid-connected inverters”, en Elec-

trical Power & Energy Conference (EPEC), 2009 IEEE, IEEE, 2009, pags. 1-5.

2. Protecciones en sistemas electricos

Resumen

En este capıtulo se presentan diferentes aspectos de las protecciones en sistemas

electricos; comenzando por sus caracterısticas, fundamentos y dispositivos. De esta

manera, se expone informacion relevante para el desarrollo de este estudio y un

repositorio de conceptos utilizados a lo largo del documento.

En la ultima seccion detalla la coordinacion de los dispositivos de proteccion que

compondran el esquema para proteger la red de distribucion usada como caso base.

Allı, se abordan diferentes topicos de coordinacion usados en redes de distribucion,

sustentando el porque de cada configuracion.

Finalmente, se presenta la red del caso base con todos los ajustes usados para cada

dispositivo del esquema de proteccion.

Introduccion

Las protecciones juegan un rol fundamental en el diseno de sistemas electricos, siendo el

respaldo de una red en caso de algun incidente inesperado. Dado que las redes, sean aereas

o subterraneas, pueden estar expuestas a diferentes actores externos, para un proceso de

planeacion es imposible no incluir un sistema que garantice la seguridad de equipos como

transformadores, lıneas, capacitores, entre otras; o sencillamente de los usuarios en general. El

tener dispositivos de proteccion funcionando correctamente garantiza que la funcion principal

de la red se pueda llevar a cabo, confiando en que las condiciones de fallas seran correctamente

aisladas en su momento.

De esta manera, en este capıtulo se hace una introduccion a diferentes conceptos usados en el

diseno de esquemas de proteccion, pasando por una definicion de caracterısticas, fundamentos

y dispositivos de proteccion, hasta llegar al diseno en detalle de la coordinacion de una red.

Ademas, se pretende que sea un repositorio de conceptos que se usaran en la coordinacion

del esquema de proteccion y en la posterior modificacion de dicho esquema.

Como primer paso, se abordan las caracterısticas de los sistemas de proteccion como marco

de referencia para definir lo que se busca en cualquier esquema de proteccion.

8 2 Protecciones en sistemas electricos

2.1. Caracterısticas de los sistemas de proteccion

En esta seccion se presentan todas las caracterısticas buscadas en un sistema de proteccion,

siendo la principal la confiabilidad (combinacion de fiabilidad y seguridad). Un esquema de

proteccion eficiente debe reunir todas la caracterısticas para ser eficaz ante los eventos de

falla, pero sin ser complejo ni muy costoso de implementar. A continuacion, se detalla cada

caracterıstica.

2.1.1. Confiabilidad

La confiabilidad esta compuesta por dos aspectos, la fiabilidad y la seguridad. La fiabilidad es

definida como el grado de certeza que un dispositivo de proteccion funcionara correctamente.

De manera analoga, la seguridad se refiere al grado de certeza de que un sistema de proteccion

no funcionara incorrectamente [1]. En otras palabras, la fiabilidad indica la habilidad de un

sistema de proteccion para actuar correctamente cuando es requerido, mientras la seguridad

es la habilidad de evitar operaciones innecesarias durante la operacion normal dıa a dıa, y

fallas o problemas fuera de la zona de operacion designada. Existe una delgada lınea entre los

eventos transitorios tolerables con los que una red electrica puede operar satisfactoriamente,

y otros, como las fallas de alta impedancia (HIFs), que pueden resultar en un problema mayor

si no son aisladas. Ası, las protecciones deben ser seguras (No operar en eventos transitorios

tolerables), pero fiable (Operar ante condiciones intolerables y fallas permanentes) [2].

La fiabilidad es facil de garantizar probando el sistema de proteccion para asegurar que este

operara de la forma planificada cuando los valores umbrales son excedidos. La seguridad

es mas difıcil de garantizar. Existen casi una infinita variedad de eventos transitorios que

podrıan alterar el sistema de proteccion, y la predeterminacion de todas esas posibilidades

es difıcil o imposible [3].

2.1.2. Velocidad

Naturalmente, es deseable que el dispositivo de proteccion aısle la zona afectada tan rapi-

damente como sea posible, a fin de evitar danos al equipo. En algunas aplicaciones esto no

es difıcil, pero en otras, particularmente donde la selectividad esta involucrada, la operacion

rapida puede ser cumplida satisfactoriamente por equipos mas complejos o mas costosos [4].

Por otra parte, protecciones instantaneas o con una velocidad muy alta, aunque son inheren-

temente deseadas, pueden ocasionar un incremento en el numero de operaciones indeseadas.

Como una generalidad amplia, cuanto mas rapida es la operacion, mayor es la probabilidad

de una operacion incorrecta. Esperar por un lapso de tiempo es la mejor manera de distinguir

entre transitorios tolerables e intolerables [3].

2.1 Caracterısticas de los sistemas de proteccion 9

2.1.3. Selectividad

Los dispositivos de proteccion tienen una area asignada conocida como la zona de proteccion

primaria, pero adicionalmente pueden operar correctamente en respuesta a condiciones fuera

de su zona. En estas instancias, estos proveen una proteccion de respaldo para el area afuera

de su zona primaria. Esta es designada como la zona de respaldo o extralimitada [3].

La selectividad es el proceso de aplicar y configurar los dispositivos de proteccion que so-

brepasan a otros dispositivos, de modo que operen lo mas rapido posible dentro de su zona

primaria, pero retrasen la operacion en su zona de respaldo. La operacion de respaldo es

incorrecta e indeseable a menos que la proteccion primaria de esa area no elimine la falla.

En consecuencia, la selectividad es importante para garantizar la maxima continuidad del

servicio con una mınima desconexion del sistema [2], [5].

2.1.4. Sensibilidad

La sensibilidad es la habilidad de un sistema de proteccion de detectar las HIFs dentro de

su zona de proteccion. Esta capacidad se ve reducida ante corrientes de falla pequenas, por

lo cual el sistema debe ser capaz de diferenciarlas de los flujos de corriente normales de la

red. Es importante asegurar la deteccion de corrientes de falla debidas a las HIFs o a las

reducidas contribuciones de los DERs hacia la falla [5].

2.1.5. Simplicidad

Un sistema de proteccion debe mantenerse tan simple y directo como sea posible mientras se

logran los objetivos previstos. Cada unidad o componente agregado que ofrece una mejora

pero no es indispensable para los requisitos de proteccion, debe considerarse con mucho

cuidado. Cada adicion proporciona una fuente potencial de problemas y mantenimiento

adicional. Como se ha enfatizado, la operacion incorrecta o la falta de disponibilidad de la

proteccion pueden ocasionar problemas catastroficos en un sistema de energıa [3].

2.1.6. Economıa

Es fundamental obtener la maxima proteccion por el mınimo costo, siendo siempre el costo un

factor crucial. El sistema de proteccion mas economico puede no ser el mas confiable; ademas,

este puede acarrear grandes dificultades en instalacion y operacion, tal como altos costos de

mantenimiento. Los costos de protecciones son considerados altos cuando se consideran solo

en primera instancia, pero la percepcion puede cambiar a la luz de los costos de los equipos

que se protegen, y el costo que acarrearıa una accion incorrecta [3].


2.2. Fundamentos de proteccion

En esta seccion se abordan los fundamentos de proteccion y los principios con los que trabajan

los dispositivos de proteccion. Como se aprecia, se da inicio con los principios mas sencillos,

el diferencial y el de sobrecorriente; para llegar a las protecciones que utilizan mediciones de

tension como referencia para su operacion, como las direccionales y las de distancia.

2.2.1. Principio diferencial

Una de las tecnicas mas confiables dentro de las redes de transmision y en algunas de dis-

tribucion es la proteccion diferencial. Esta se puede aplicar a todas las partes del sistema:

generadores, motores, barrajes, transformadores, lıneas, capacitores, etc. En cualquier di-

seno de un esquema de proteccion, invariablemente, la proteccion diferencial es la primera

consideracion, y a menudo es la eleccion de la proteccion primaria [3], [4].

El principio diferencial se basa en medir las cantidades de corriente en la entrada y la salida

del la zona de proteccion. Si la diferencia entre las mediciones es cero, es asumido que no

existen fallas u otros problemas. Sin embargo, si el valor neto no es igual a cero, un problema

interno existe y la diferencia de corriente hace operar el dispositivo de proteccion asociado.

La tecnica implementada se ilustra en la Figura 2-1; donde, por simplicidad, solo dos circuitos

en la zona de proteccion son mostrados. Multiples circuitos pueden existir, pero el principio

es el mismo.

Figura 2-1.: Funcionamiento de una proteccion diferencial (Adaptado de [3]).

La suma de las corrientes que fluyen por los Transformadores de Corriente (CT) esencial-

mente es igual a la suma de las corrientes que fluyen en el circuito durante el funcionamiento

normal. Ası, para fallas internas la corriente de operacion de la proteccion es esencialmente

la suma de las corrientes de entrada que alimentan la falla. Excepto por fallas internas muy

leves, hay buena discriminacion para detectar problemas (fallas) dentro de la zona diferencial.

2.2 Fundamentos de proteccion 11

Aun con todas las ventajas de este principio, para equipos como generadores, barrajes,

transformadores, motores, etc., los CT generalmente estan en el mismo sitio, por lo que no

es demasiado difıcil interconectar sus secundarios con las protecciones. En cambio, en las

lıneas las terminales estan separadas por distancias considerables, por lo que practicamente

no es posible usar protecciones diferenciales [3].

2.2.2. Proteccion de sobrecorriente

Cuando el principio diferencial no es posible de implementar o no es viable usarlo por costos

elevados, las protecciones de sobrecorriente son una opcion sencilla y con una alta gama

de dispositivos por escoger. Ademas, puesto que las fallas producen un incremento en la

corriente de fase o en secuencia a tierra, este tipo de protecciones es ampliamente aplicado

a todos los niveles de tension, tanto en sistemas de transmision como de distribucion [6].

Los dispositivos que responden al principio de sobrecorriente pueden tener configuraciones

de operacion instantanea, con un retardo fijo o con retardo dependiente de una curva con

caracterıstica de tiempo contra corriente (TCC). El criterio de operacion de las protecciones

de sobrecorriente son vistas en la Figura 2-2.

Figura 2-2.: Criterio para la operacion de las protecciones de sobrecorriente.

La operacion de sobrecorriente al borde de la zona de proteccion no es tan precisa como la de

la proteccion diferencial. Por lo tanto, pueden no detectar fallas cerca a la frontera o operar

ante fallas cerca de esta pero que no esten dentro de la zona. Por lo tanto, esta situacion se

convierte en un problema de sensibilidad. A esta situacion tambien se suma al problema de

tener dos dispositivos muy cercanos deseando que actue unicamente el mas cercano a la falla.

Hay dos posibles soluciones, usar una solucion de tiempo o una solucion de comunicacion

[3], [4].

Solucion de tiempo: consiste en un retardo en la operacion de la proteccion. Esta

se cumple con curvas inversas de tiempo contra corriente, en las cuales el tiempo de

operacion se incrementa mientras la magnitud de corriente disminuye. La configuracion

de los ajustes de fase o de tierra en los dispositivos corresponden a las caracterısticas

de selectividad y coordinacion, la cual se discutira al final del capıtulo.


Solucion de comunicacion: es un tipo de proteccion diferencial llevada a cabo re-

motamente. Cada dispositivo detecta la direccion de la corriente e informa a los otros

dispositivos para poder realizar su activacion coordinadamente. Este tipo de solucion

solo se puede llevar a cabo con reles numericos, los cuales son dispositivos que incluyen

una unidad de procesamiento (PU) que interactua con la operacion de los componentes

mecanicos del rele [3]. La interaccion de estos dispositivos utilizando comunicacion da

la posibilidad de implementar diferentes algoritmos, haciendo mas efectivos los esque-

ma de proteccion. No obstante, la implementacion de canales de comunicacion con una

gran robustez es una alternativa que suele resultar costosa.

2.2.3. Proteccion a tierra

La funcion de las protecciones a tierra consiste en detectar las fugas de corriente que pueden

ser debidas a un defecto de aislamiento por envejecimiento, degradacion, contactos fortuitos,

etc., o a la rotura de uno de los conductores de una fase activa, que provocara un cortocircuito

a tierra.

El principio de funcionamiento es identico al de la proteccion de sobrecorriente, salvo que se

debe tener en cuenta un factor de mas. Este factor es el sistema de deteccion empleado en

funcion de la magnitud de corriente a tierra que pueda producirse en funcion del regimen de

neutro de la instalacion.

Ası, la deteccion de las corrientes de fuga a tierra se realiza mediantes la suma vectorial

de las 3 corrientes de fase (3Io), lo cual en caso de instalaciones con neutro puesto a tierra

directamente se vera representado como un valor con suficiente magnitud para ser detectada

por cualquiera de los dispositivos usados como protecciones de sobrecorriente [7].

Sin embargo, cuando la red cuenta con un neutro aislado, la corriente no llega a ser tan alta

para ser detectada con una medicion como la comentada. Se debe hacer uno de un toroidal

homopolar sobre los cables el cual es capaz de detectar la corriente residual que se produce

en la instalacion a partir de 500 mA.

2.2.4. Proteccion direccional

Las protecciones direccionales estan capacitadas para distinguir la direccion de la corriente

reconociendo las diferencias en el angulo de fase entre la corriente y la de tension. Sigue el

mismo principio que las protecciones de sobrecorriente, pero con la diferencia de que solo

actua en un sentido de la corriente [6].

La proteccion de sobrecorriente direccional es usada cuando es necesario proteger el sistema

contra corrientes de falla que pueden circular en ambas direcciones de un elemento del siste-

ma, y cuando la proteccion de sobrecorriente bidireccional puede producir una desconexion

innecesaria. Graficamente, su funcionamiento se muestra en la Figura 2-3, donde se hace

distincion de la componente real y la componente imaginaria de las mediciones de corriente.

2.2 Fundamentos de proteccion 13

Figura 2-3.: Caracterıstica de la proteccion direccional.

2.2.5. Proteccion de distancia

Fundamentalmente, las protecciones de distancia comparan la tension y la corriente del

sistema. Esta comparacion puede expresarse en funcion de la impedancia, lo cual vendrıa

a representar una medida electrica de la distancia de una lınea, lo que explica su nom-

bre. Puesto que operan bajo incremento de corriente y disminucion de tension, son usados

comunmente en niveles altos de tension, pero tambien pueden usarse en otros niveles [3], [8].

La proteccion de distancia tiene capacidad de distinguir entre fallas que ocurren en diferentes

partes de un sistema, dependiendo de la impedancia medida, haciendola una extension de

la proteccion direccional. Esencialmente se busca determinar la impedancia lınea abajo,

la cual cambia en presencia de una falla. Su ventaja principal radica en que su zona de

proteccion depende de la impedancia de la lınea protegida, la cual es practicamente constante

independientemente de las magnitudes de tension y corriente. Por este motivo, la proteccion

de distancia tiene un alcance fijo, en contraste con los dispositivos de sobrecorriente donde

el alcance varıa dependiendo de las condiciones del sistema [4].

Las protecciones de distancia estan clasificadas de acuerdo a sus caracterısticas en el plano

X-R (Reactancia contra resistencia) y los metodos usados para comparar dichas senales.

Comunmente se compara la magnitud o fase de dos senales de entrada para obtener las

caracterısticas de operacion, las cuales son lıneas rectas o circulares cuando se dibujan en

el plano X-R. A continuacion hara un repaso breve de los tipos de proteccion de distancia,

cuyas caracterısticas se observan los planos X-R de la Figura 2-4.

Proteccion de distancia por impedancia: Este tipo de proteccion no toma en

cuenta el angulo de fase entre la tension y la corriente. Por esta razon, su caracterıstica

de operacion en el plano X-R es un cırculo con centro en el origen de coordenadas,

efectuando una operacion para todos los valores de impedancia menores que el radio

del cırculo (La impedancia de ajuste).

La desventaja principal de este tipo de proteccion es que no es direccional. Ası, puede

ser activado por fallas por delante o por detras de su localizacion. Tambien puede

ser afecta por la resistencia del arco electrico, ademas de ser altamente sensible a las


Figura 2-4.: Caracterısticas en el plano X-R de los tipos de protecciones de distancia.

oscilaciones del sistema electrico, debido a su caracterıstica circular [4].

Proteccion de distancia direccional: Son dispositivos de distancia que producen

disparo cuando la impedancia media esta situada en la mitad del plano X-R. Puesto

que tienen un comportamiento direccional, son comunmente usados simultaneamente

con los dispositivos basados en impedancia para limitar la zona de operacion a un

semicırculo [8].

Proteccion de distancia por reactancia: La proteccion de distancia por reactancia

es disenado para medir solamente la componente reactiva de la impedancia de la lınea,

consecuentemente, su ajuste es obtenido usando un valor determinado por la reactancia.

A menos que la corriente en la proteccion este exactamente en fase con la corriente de

falla, la caıda de tension en la resistencia resultara en una componente desfasada 90o

con respecto a la corriente de la proteccion, haciendo que la impedancia equivalente

este dentro de la zona de operacion [3], [4].

Proteccion de distancia con caracterıstica Mho: La caracterıstica Mho combina

las propiedades de las protecciones direccional y la basada en impedancia. Ası, solo

opera para fallas ubicadas delante de la locacion de la proteccion, ademas de que tiene

la ventaja de que su alcance varıa con el angulo de la falla.

2.3 Dispositivos de proteccion 15

La caracterıstica de la proteccion de distancia con caracterıstica Mho, dibujada en el

plano X-R, es una circunferencia que pasa por el origen de coordenadas. Para valores

de impedancia ubicados en el interior de la circunferencia, θ es menor de 90o, y esto

resultara en la operacion de la proteccion [6].

Proteccion de distancia con caracterıstica Mho completamente polarizada:

Una de las desventajas de la caracterıstica Mho es que cuando se usa a lo largo de una

lınea y el alcance no cubre la seccion a lo largo del eje R, es incapaz de detectar fallas

con arco grande o resistencia de arco.

La solucion a este problema es usar una caracterıstica Mho completamente polarizada,

donde, la caracterıstica circular es extendida a lo largo del eje R para todas las fallas

desbalanceadas.

Proteccion de distancia con caracterıstica poligonal: Este tipo de protecciones

proporcionan un alcance extendido para cubrir la resistencia de la falla para lıneas

cortas, ya que se puede ajustar a la caracterıstica de disparo con la forma de un

polıgono.

La caracterıstica de disparo poligonal es obtenida desde tres elementos de medida

independientes: reactancia, resistencia y direccional. La proteccion opera solo cuando

los tres elementos han operado; en esta forma, es obtenida la caracterıstica poligonal

[4].

2.3. Dispositivos de proteccion

En esta seccion se presentan los dispositivos de proteccion comunmente usados en siste-

mas electricos. Estos responden a los principios comentados en la seccion anterior, teniendo

diferentes particularidades al aplicar dichos principios.

2.3.1. Reles

Los reles o relevadores de proteccion son dispositivos usados para la deteccion y reaccion

ante condiciones intolerables dentro de una zona de proteccion. Dichas condiciones pueden

ser muy variadas, incluyendo efectos en la tension, la corriente o la frecuencia, entre otros.

La nomenclatura internacional, presentada en [4], relaciona los reles con un principio de pro-

teccion diferente, lo que resulta en una variedad muy grande de protecciones que responden

las necesidades de diferentes partes del sistema electrico.

Por otra parte, aunque existen una cantidad muy grande de reles, pueden ser clasificados de

diferentes maneras. La primera de estas, se realiza de acuerdo al sentido de la deteccion de

la corriente, clasificando se entre los reles no direccionales y los direccionales.


Reles no direccionales: Estos reles ejecutan su operacion para sobrecorrientes en

ambos sentidos de su ubicacion, es decir, midiendo unicamente la magnitud de la

corriente sin importar su angulo de desfase con respecto a la corriente. Comunmente,

son usados en sistemas radiales puesto que los flujos de potencia solo se presentan

desde la subestacion hacia el resto de la red.

Reles direccionales: Estos reles solo operan cuando detectan una sobrecorriente en

un sentido especıfico. Para esto, realizan una medicion del angulo de la corriente y

la comparan con la de la senal de tension, identificando si el flujo va en direccion

contraria al de la subestacion. Son usados en circuitos enmallados, principalmente en

altas tensiones (sistemas de transmision).

Otra forma de clasificar a los reles es de acuerdo a su tiempo de operacion, dividiendose

entre instantaneos y temporizados.

Reles instantaneos: Son dispositivos que no cuentan con un ajuste de tiempo, es

decir, que su disparo se realiza inmediatamente si se detecta la condicion de falla.

Normalmente, para asegurar que se ha sobrepasado el valor de ajuste de corriente, los

reles convencionales necesitan 50 milisegundos o menos. Ası, los disparos tardan dicho

tiempo o menos para ejecutarse.

Reles temporizados: Se denomina ası a los reles que tienen la capacidad de operar

un tiempo despues de detectar la sobrecorriente, segun el ajuste de tiempo realizado

por el usuario. Dicha capacidad es muy util cuando se desea realizar la coordinacion

de dicho dispositivo con otros que protejan la misma zona.

De esta manera, la temporizacion abre otra clasificacion de dichos reles, dado que existen

diferentes maneras de efectuarla. Ası, de acuerdo a la caracterıstica de operacion, los reles

pueden clasificarse como de corriente definida, de corriente y tiempo definidos, y de tiempo

inverso.

Reles de corriente definida: En este tipo de rele se efectua un disparo cuando la

corriente alcanza un valor ajustado previamente. De esta manera, para la coordinacion

en redes radiales se ajustan los reles aguas abajo para actuar bajo corrientes de falla

mas pequenas a la de los dispositivos aguas arriba. Segun esta coordinacion, el rele

con menor ajuste opera primero y aısla la falla en el punto mas cercano a la misma.

Sin embargo, se cuenta con el riesgo de que las protecciones sean muy poco selectivas

para altos valores de cortocircuito, sobre todo cuando la diferencia de impedancia

equivalente no es considerable. Por tanto, estos reles son poco usados como unica

proteccion de sobrecorriente, siendo usados en general como protecciones de respaldo

[3].


Reles de corriente y tiempo definidos: Como su nombre lo dice, son reles que

permiten ajustar diferentes niveles de corriente con diferentes tiempos de operacion.

De esta manera, para la coordinacion de una red radial, en vez de utilizar diferentes

ajustes de disparo en sobrecorriente, se hace uso de diferentes ajustes de tiempo. Ası,

para fallas en los nodos aguas abajo de la red son los que primero deben actuar, luego

los dispositivos mas aguas arriba y ası hasta llegar hasta la subestacion, siendo una

coordinacion muy selectiva. El problema radica en las fallas cercanas a la fuente, dado

que aunque son las que mayor nivel de corriente manejan, son despejadas despues de

un tiempo largo [6].

Reles de tiempo inverso: Estos reles operan en un tiempo inversamente proporcional

a la corriente de falla, segun diferentes curvas. En la Figura 2-5 se aprecian las TCCs,

incluyendo inversas estandar o extremadamente inversas que permiten su seleccion

segun la necesidad en coordinacion. La ventaja de estos dispositivos radica en poder

realizar disparos rapidos ante corrientes grandes, y disparos lentos ante corrientes de

falla pequenas. Son los reles de sobrecorrientes mas usados en los sistemas electricos,

dada su velocidad segun el nivel de cortocircuito sin perdida de selectividad.

102 103

Corriente [A]

100

102

104

106

Tie

mpo [segundos]

Inversa estándar

Muy inversa

Extremadamente inversa

Inversa de larga duración

Figura 2-5.: Tipos de TCCs para la operacion de reles de sobrecorriente.

2.3.2. Fusibles

Tambien son conocidos como cajas primarias, son disenados para la proteccion de trans-

formadores, ramales o derivaciones, capacitores y otros equipos presentes en sistemas de

distribucion, en circuitos desde 34.5 kV y 200 A continuos, cumpliendo con las Normas

ANSI C37.41 [9] y C37.42 [10].


Los fusibles se clasifican dentro de los dispositivos de proteccion de sobrecorriente, caracte-

rizandose por tener un elemento que se calienta por el paso de corriente y se destruye cuando

se supera un valor determinado. Dada esta condicion, los fusibles solo pueden operar una

vez, a diferencia de los reles [8].

Por otra parte, el tiempo de operacion es definido de manera similar a los reles de sobre-

corriente, respondiendo a una caracterıstica inversa. Las normas emitidas a principios de la

decada de 1950 que clasifican los fusibles en funcion de la pendiente de sus caracterısticas

de funcionamiento. Los fusibles se clasifican como “K” (rapido), “T” (lento) o “N” [3].

La zona de operacion de los fusibles esta determinada por los lımites de dos curvas. El lımite

por la parte inferior esta representado por el tiempo mınimo requerido para la fundicion del

elemento fusible (minimum melting time). El tiempo total maximo que toma el dispositivo

en interrumpir la corriente (total clearing time) se define con la curva del lımite superior. El

espacio entre estos lımites visto en el plano de tiempo contra corriente, determina el tiempo

para extincion del arco dentro del fusible [4], [8]. La Figura 2-6 ilustra estas caracterısticas.

101 102 103 104

Corriente [A]

10-2

10-1

100

101

102

103

Tie

mpo [segundos]

Curva de fusión mínima

Curva de tiempo de operación

Zona de operación

Figura 2-6.: Caracterıstica del tiempo contra corriente de la operacion de un fusible.

Los tipos de fusibles utilizados incluyen expulsion, no expulsion y limitacion de corriente.

Los fusibles tipo expulsion son los mas utilizados para aplicaciones exteriores montadas en

postes [3].

2.3.3. Reconectadores

Tambien conocidos como reconectadores automaticos de circuito, son un tipo de interruptores

de circuitos con un medidor y un control propio para detectar sobrecorrientes y abrir el

circuito ante fallas, sea instantaneamente o con un retardo de tiempo. Cuando se manifiesta

una condicion de falla, el aparato interrumpe el flujo como cualquier otra proteccion. Una vez

que ha transcurrido un tiempo determinado, cierra sus contactos nuevamente, energizando


el tramo del circuito protegido. Si la condicion de falla persiste, el reconectador repite la

secuencia de cierre y posterior apertura un numero de veces mas (segun la configuracion

previa). Despues de la ultima posicion de apertura, queda en posicion abierta definitivamente

[4].

El reconectador se calibra abrir el circuito solo si la falla es permanente. Las fallas temporales

se eliminan despues de ejecutar una operacion, luego de la cual el reconectador se restablece

a la posicion original y queda listo para llevar a cabo otro ciclo de operaciones. Despues

de que quede en la posicion abierta definitivamente, se debe cerrar manualmente (Una vez

realizada la reparacion de la falla) para volver a energizar la seccion de la lınea que protege.

Adicionalmente, el proceso de apertura y cierre incluye operaciones rapidas y operaciones

retardadas, lo cual permite coordinar el reconectador con otros dispositivos como los fusibles

[4].

Existen dos tipos de reconectadores segun su diseno, controlados hidraulicamente y electroni-

camente. Los que son controlados hidraulicamente detectan sobrecorrientes por medio de una

bobina de disparo, conectada en serie con la lınea. Cuando la corriente excede los valores

de disparo, se introduce un embolo dentro de la bobina, lo cual hace abrir los contactos del

reconectador [3].

Los reconectadores controlados electronicamente son mas flexibles y precisos que los hidrauli-

camente controlados. Estos pueden ser facilmente ajustados para cambiar la caracterıstica

de disparo definida por las TCCs, el ajuste mınimo de disparo y la secuencia de cierre [3].

Actualmente el precio entre los reconectadores controlados hidraulicamente no es menor al

de los controlados electronicamente, por lo cual el uso de estos ultimos es lo mas comun en

redes de media tension.

Finalmente, es importante recalcar que los reconectadores que son actualmente utilizados en

redes de distribucion hacen uso de reles numericos para su operacion, permitiendo realizar

ajustes de una manera mas sencilla.

2.3.4. Seccionalizadores

Un mecanismo de aislamiento de circuito que no puede interrumpir por si solo la corriente

de falla es el seccionalizador. Se abre cuando se des-energiza despues de detectar un numero

predeterminado de operaciones de otros dispositivos de proteccion aguas arriba. Se restablece

manualmente despues de operar [8].

Los seccionalizadores son incluidos en un esquema de proteccion junto con reconectadores

de respaldo o interruptores. Su funcionamiento se basa en el conteo de las operaciones del

dispositivo de respaldo durante las condiciones de falla, pero solo cuando el flujo de corrien-

te de falla a traves del mismo ha sido detectado antes de la operacion del dispositivo de

respaldo. Despues de un numero determinado de recuentos, segun el ajuste configurado, el

seccionalizador se abre para aislar la seccion con falla cuando el dispositivo de respaldo esta

en la posicion abierta [3].


El objetivo es que el seccionalizador permanezca cerrado para fallas temporales: el dispositivo

de respaldo se disparara y se volvera a cerrar para restaurar el servicio de la lınea antes de

la apertura del seccionalizador. Para fallas permanentes, el seccionalizador reconoce que se

han producido una o mas operaciones por parte del dispositivo de respaldo. Posteriormente

se abre para aislar la porcion con falla de la lınea. Despues de que se abre el seccionalizador,

el dispositivo de respaldo se vuelve a cerrar automaticamente para restaurar el servicio de la

porcion de la lınea desde el dispositivo hasta la ubicacion del seccionalizador. Al contrario

de los fusibles, un seccionalizador proporciona coordinacion con los dispositivos de respaldo

asociados sin depender de una TCC. Ası, la posibilidad de error en la seleccion del tamano

y tipo correcto del fusible es eliminada. Ademas, se pueden incluir en ramales donde las

corrientes de falla son muy elevadas haciendo muy difıcil la coordinacion con fusibles. Otra

ventaja es que no es necesario reemplazar eslabones fusibles, ası que la lınea puede ser

probada y el servicio restaurado con mayor velocidad y conveniencia [4].

Por su capacidad de corriente de carga, este dispositivo se presenta como un dispositivo de

proteccion economico, aunque su integracion esta ligada a que el dispositivo de interrupcion

de respaldo sea capaz de detectar fallas en la zona de proteccion del seccionalizador [3].

2.4. Coordinacion de protecciones en redes de

distribucion

En las secciones anteriores se realizaba una breve descripcion de las caracterısticas, fun-

damentos y dispositivos de proteccion usados tanto en sistemas de distribucion como en

transmision. De este punto en adelante, el estudio se enfocara mas detenidamente en el area

que concierne a esta tesis: Coordinacion de protecciones en sistemas de distribucion. En

esta seccion se abordaran los topicos que se han venido utilizando para la coordinacion de

los dispositivos de proteccion en los sistemas de distribucion tradicionales. La metodologıa

utilizada se basa en tomar una red de distribucion, a modo de ejemplo o caso base, para

ilustrar el proceso de montaje del esquema de proteccion en esta.

En primer lugar, se presentan unos topicos de coordinacion que regiran a lo largo de toda la

seccion.

2.4.1. Principios de coordinacion

Puesto que los sistemas de distribucion comunmente estan compuestos por redes ramales, la

coordinacion de los dispositivos de proteccion se debe realizar considerando que estos estan

en cascada o en serie. Cuando dos o mas dispositivos son aplicados en un sistema, y ambos

comparten una zona de proteccion, al dispositivo mas cercano al lado de alimentacion se le

denomina el dispositivo de respaldo o protegido. Por otra parte, al dispositivo mas lejano

del alimentador y mas cercano a la falla es el dispositivo protector, como se observa en la

2.4 Coordinacion de protecciones en redes de distribucion 21

Figura 2-7.

Figura 2-7.: Coordinacion de dispositivos de proteccion en serie.

El requerimiento indispensable para una adecuada coordinacion consiste en que el dispositivo

protector debe operar y despejar la falla antes de que el dispositivo protegido se funda

(fusible) o quede en posicion abierta definitivamente (rele o reconectador) [4]. Ası, cuando

hay una falla en el nodo o en la lınea desde el nodo 684 hasta el 611, el fusible 611 es el

dispositivo protector y reconectador 684 es el dispositivo protegido. Si aguas arriba del nodo

671 hay un reconectador o un rele, el dispositivo protector para las fallas entre los nodos 671

y 684 es el reconectador 684, el cual debe interrumpir corrientes de falla permanente antes

de que el dispositivo aguas arriba quede abierto definitivamente. Por tanto, el objetivo final

de esta coordinacion es restringir los cortes de energıa causados por las fallas permanentes

a secciones pequenas de la red.

Otro aspecto que se debe tener un cuenta antes de incluir cualquier dispositivo de proteccion

es asegurar su caracterıstica de selectividad. En el funcionamiento transitorio de la red

se pueden observar fenomenos que pueden inducir a una operacion de las protecciones. A

continuacion se enuncian algunos de ellos.

Sobrecargas de corto tiempo no daninas.

Sobretensiones inducidas.

Corrientes de puesta en marcha de cargas en frıo.

Corrientes por energizacion (Inrush).

Los dos primeros fenomenos corresponden a diferentes variables o eventos no esperados en

la red, las cuales no son comunes en la operacion normal y se observar mas a menudo en

circuitos de mayor tension. Por otra parte, la corriente de carga frıa y la corrientes Inrush

son fenomenos esperados y mucho mas comunes, los cuales se deben tener en cuenta para la

configuracion de los dispositivos de proteccion.

La corriente Inrush se presenta al energizar un transformador o un banco de condensadores,

y cuando por alguna razon se abate momentaneamente la tension en el lado de la fuente. Su


magnitud y duracion son determinadas por el flujo residual del nucleo del transformador, la

carga residual en los bancos de condensadores o el punto de la onda de tension al cerrar el

circuito. De manera analoga, la corriente de puesta en marcha en frıo tambien se presenta

al re-energizar un transformador despues de una salida, pero esta es causada por la perdida

de diversidad (energizacion de cierto tipo de carga que habıa experimentado previamente

una interrupcion larga) y por las corrientes de arranque de motores. Su valor y duracion

depende, naturalmente, del tipo de sistema y las cargas conectadas al transformador [3].

En la Figura 2-8 se pueden encontrar las curvas de ambos fenomenos, partiendo de un

criterio establecido en la “Guıa de duracion de corrientes de transformadores” P784/D4 de

la norma ANSI/IEEE C 57.12.00 para transformadores autoenfriados en aceite de 1 a 500

kVA. Las TCCs del dispositivo de proteccion debe siempre estar a la derecha de la curva

Inrush y de puesta en marcha en frıo y no debe cruzarlas, especialmente en la region por

debajo de 0.1 segundos [4].

100 101 102

Cantidad de veces la corriente nominal

10-2

10-1

100

101

102

Tie

mpo [segundos]

T. de fusión fusible 25T

T. de operación fusible 25T

Curva corriente Inrush

Curva corriente de puesta en frío

Corriente nominal

Figura 2-8.: Corriente Inrush y corriente de puesta en marcha en frıo comparada con laTCC de un fusible 25T (Adaptado de [11]). Corriente nominal de 20A.

2.4.2. Red de distribucion usada como caso base

La red mostrada en la Figura 2-9 sera en la que se implementara el esquema de proteccion,

siendo parte vital del desarrollo realizado en capıtulos posteriores. Se usa la misma red con

la finalidad de ofrecer al lector, desde lo mas sencillo a lo mas complejo, los detalles de los

cambios en el esquema de proteccion.

La red de distribucion que se usa como caso base, es un alimentador de prueba de 13 nodos

disenada por el working group DSA Subcommittee, perteneciente a la IEEE (IEEE 13-nodes

test feeder) [12]. Esta red de tension nominal de 4.16 kV, es alimentada por un transformador

de 5000 kVA desde una red principal de 115 kV. Como su nombre lo enuncia, esta compuesta

por 13 nodos, uno de ellos en una tension de 480 V. La red tiene la modificacion, para la


Figura 2-9.: Red IEEE 13-nodes test feeder, usada como caso base.

facilidad del estudio, que consiste en tener todas sus cargas balanceadas, lo que tambien

sugiere la igualdad entre fases de la corriente en estado estable. En adicion, la informacion

de conductores, corriente de carga y capacidad se encuentra consignada en la Tabla 2-1,

mientras que la informacion de consumo en cada nodo se encuentra en la Tabla 2-2.

Tabla 2-1.: Informacion de los conductores y corrientes de la red de distribucion usada comocaso base [12].

Lınea Conductor Corriente [A]Carga max. Capacidad Emergencia Cortocircuito

L632 ACSR 500 497.96 730 971 3325.30L671 ACSR 500 372.94 730 971 2519.57L684 ACSR 1/0 41.43 202 269 2436.18L611 ACSR 1/0 34.73 202 269 2351.25L652 ACSR 1/0 19.27 202 269 2212.16L680 ACSR 1/0 31.75 202 269 2234.32L692 ACSR 500 137.18 730 971 2480.96L675 ACSR 500 115.26 730 971 2353.22L645 ACSR 1/0 62.75 202 269 3095.61L646 ACSR 1/0 33.38 202 269 2956.00L633 ACSR 4/0 66.83 340 452 2936.32L634 - 535.50 609 609 8124.52


Tabla 2-2.: Informacion del consumo en cada nodo de la red de distribucionusada como caso base [12].

NodoP+jQ constante Z constante1 I constante

kW kVAR kW kVAR kW kVAR

632

671 1155 659

684

611 -100 171 81

652 129 87

680 201 117

692 171 150

675 843 462 -600

645 171 126

646 231 132

633

634 399 2911 Las cargas de impedancia constante negativa representan bancos de capacitancias.

Para proceder con el montaje de las protecciones en la red, en primer lugar se debe hacer la

aclaracion que, en las redes de distribucion, los esquemas que incluyen fusibles, reconectado-

res y reles son muy complejos de coordinar correctamente. Esto porque para implementarlos

de manera funcional se debe hacer uso de tiempos de operacion mas grandes que los norma-

les, los cuales pueden resultar extranos a la vista del lector informado. En la actualidad este

esquema es poco implementado y se prefiere combinaciones de reconectadores e interrupto-

res accionados por reles, tal como es el caso de muchas redes en Colombia. Sin embargo,

en este estudio se implementara el esquema presentado a continuacion puesto que reune

combinaciones que se utilizaban tradicionalmente en redes de distribucion, de las cuales se

quiere observar cual es su respuesta ante escenarios de generacion distribuida. En adicion, en

cuanto a los tiempos de operacion de las protecciones implementadas, se recalca que aunque

dichos tiempos son poco admisibles en redes de distribucion en Colombia, la coordinacion

de las combinaciones aquı mostradas requiere de estos valores para ser funcional.

De esta manera, se procede a explicar la diferentes ejemplos de coordinacion en algunas

zonas de la red.

2.4.3. Coordinacion Fusible-Fusible

En primer lugar, se debe comentar que en las redes trifasicas con transformadores trifasicos

el uso de fusibles resulta poco conveniente por los desequilibrios de fases que le causan a las


cargas. Sin embargo, para efectos de este estudio, los fusibles se deben tener en cuenta con

la intencion de mostrar como el cambio de estos elementos tiene un efecto en la respuesta

del esquema de proteccion ante una falla.

Un estudio tıpico para la coordinacion de fusibles se muestra en la Figura 2-10, donde se

utiliza parte de la red usada como caso base. Es importante notar que se considera usar

fusibles en todos los nodos extremos de la red. Tambien es relevante aclarar que se hace

uso de fusibles tipo T (lentos), puesto que su coordinacion con reconectadores o con reles se

puede realizar de una manera mas sencilla que con los fusibles tipo K [13].

Finalmente, el valor de cada fusible se determina, con el fin de evitar operacion por la

corriente de puesta en frıo, usando el criterio de dimensionar el mismo con una corriente de

operacion mayor al doble de la corriente directa (aproximadamente 1.5 veces la corriente de

carga maxima). Los valores comerciales de los fusibles se pueden apreciar en el Anexo A del

documento, tanto para fusibles tipo T como fusibles tipo K.

Figura 2-10.: Ejemplo de coordinacion Fusible-Fusible con valores de corriente en amperios(Azul: Corriente de carga maxima, rojo: Corriente de cortocircuito).

En principio, el fusible 646 se dimensiona de un valor de 50T puesto que el inferior, de 40T,

no cumple con el criterio mencionado anteriormente. Usando las graficas de TCC de fusibles

tipo T, se calcula, para la corriente de cortocircuito en el nodo 646, que el tiempo de disparo

del fusible es de 0.037s. Para este fusible, el tiempo de fusion mınimo no es un factor crıtico

si otros dispositivos no necesitan ser coordinados con este aguas abajo.

De igual manera, para proteger la lınea 645 se escoge un fusible 65T, en primera instancia.

El tiempo de despeje para la corriente de cortocircuito es de 0.110 s, mientras que su tempe-

ratura de fusion se alcanza en 0.079 s. Este fusible debe, ademas, cumplir con la tarea de ser

el dispositivo de respaldo para el fusible 646, por lo cual se debe verificar que su operacion

sea acorde con la del dispositivo protector. Es importante tener en cuenta que los fusibles

pueden tener ligeros cambios en su comportamiento caracterıstico debido a desgastes, tempe-

ratura, etc. Ası que para tener una buena coordinacion entre fusibles, se recomienda cumplir

la relacion en la Ecuacion (2-1).


Tiempo de despeje maximo del fusible protector

Tiempo de fusion mınima del fusible protegido× 100 ≤ 75 % (2-1)

En caso de que dicha relacion no se cumpla, se debe aumentar el valor del fusible protegido,

haciendo que el tiempo de fusion mınima sea mas grande. La relacion para los fusibles

estudiando, ante la corriente de cortocircuito en el nodo 645 (2956 A), es de:

Tiempo de despeje maximo para 50T a 2956 A

Tiempo de fusion mınima para 100T a 2956 A× 100 =

0,037

0,079% = 46,64 % < 75 %

Ası, para la combinacion del fusible 646 y el fusible 645 se asegura que cualquier falla, en el

nodo 646 o en su lınea, sera aislada por el fusible 646. Luego, en caso de que la proteccion

no opere, habra un respaldo por parte del fusible 645.

Para realizar la coordinacion de manera grafica, se comparan las TCCs y se verifica que no

haya cruces, desde la corriente nominal hasta la corriente maxima de cortocircuito (intervalo

de coordinacion), entre las curva de operacion total del fusible protector y el 75 % de la curva

de fusion mınima del fusible protegido, como se observa en la Figura 2-11.

102 103

Corriente [A]

10-2

100

102

Tie

mpo [segundos]

T. de fusión F646 (50T)

T. de operación F646 (50T)



75% t. de fusión F645 (100T)

Intervalo de coordinación

Figura 2-11.: Coordinacion del fusible 646 y fusible 645.

Notese que hay una region para la cual el fusible 645 no proveera respaldo, aproximadamente

entre 109 A y 209 A. En este tipo de coordinacion se acepta esta particularidad puesto que,

de igual manera, para una corriente de 209 A no habra danos en los equipos protegidos por

el fusible en caso de que este no opere por una averıa. El respaldo sigue existiendo para

corrientes mas grandes que sı pueden danar los equipos que componen la red.


2.4.4. Coordinacion Reconectador-Fusible

Una combinacion muy comunmente usada para la proteccion de derivaciones de un alimen-

tador aereo es un reconectador junto con un fusible. La filosofıa de esta coordinacion se basa

en que el uso de un dispositivo de recierre automatico como proteccion de respaldo contra

fallas temporales, evita muchos cortes de suplencia innecesarios que ocurren cuando se usan

solo fusibles. Para llevar esto a cabo, el interruptor debe tener la capacidad de operar antes

de que fusible se queme y luego restablecer el circuito una vez que desaparezca la causa de

la falla temporal. Solo si la falla es permanente, esta es despejada por el fusible sin que el

reconectador se bloquee en posicion abierta definitivamente [13].

La secuencia de recierre de un reconectador en la rama de un alimentador comienza usual-

mente con dos disparo rapidos, seguido de 2 disparos diferidos. Ese disparo demora, como

mınimo, 2 ciclos de senal de tension. Por este motivo, la coordinacion completa esta muy

limitada a las condiciones que se presenten. Puesto que el fusible es muy rapido a niveles

relativamente altos de cortocircuito, algunas veces es imposible para el interruptor vencer

el fusible y consecuentemente ambos operan. Sin embargo, en este documento se intentara

que el rango satisfactorio de coordinacion abarque toda la operacion de los dispositivos pro-

tectores; por tanto, se escogen fusibles para corrientes mas grandes al criterio de la seccion

anterior, los cuales son mas lentos. El ejemplo a desarrollar para esta seccion se observa en

la Figura 2-12, cubriendo la rama del nodo 684 del caso base.

Figura 2-12.: Ejemplo de coordinacion Reconectador-Fusible con valores de corriente enamperios (Azul: Corriente de carga maxima, rojo: Corriente de cortocircuito).

Como se aprecia, el reconectador 684 se usa como dispositivo protegido por el fusible 611

y el fusible 652. En principio, por facilidad se escoge un valor similar para cada uno de los

fusibles. La eleccion de valores diferentes es posible, pero exige que se tome como intervalo de

coordinacion desde la corriente de operacion total del fusible mas pequeno hasta la corriente

de cortocircuito mas grande que puede circular por cualquiera de los fusibles. Ademas, habra

en la coordinacion de uno de los fusibles un rango de corriente donde este no operara. Ası,

finalmente se escogen fusibles de referencia 100T.

Para el ajuste de reconectadores, se usa un metodo practica suficientemente seguro de coor-

dinacion. Habiendo establecido el intervalo de coordinacion, se utiliza como referencia la


corriente maxima de coordinacion para aproximar la interseccion de dos curvas: el 75 % de

la curva de fusion mınima y el doble de la curva de disparo instantaneo del reconectador. Se

utilizan dichas curvas puesto que, la primera representa un lımite donde superarlo significa

la posibilidad de que se efectue un dano en el fusible; y la segunda representa el tiempo de

despeje maximo de la operacion del reconectador, siendo el doble del disparo instantaneo

puesto que se efectuan dos de estos. En la Figura 2-13 se ilustra dicha metodologıa.

102 103

Corriente [A]

100

102

Tie

mpo [segundos]



75% t. de fusión F611

A: Disp. instantáneo Rec684

A´ = 2A

B: Disp. retrasado Rec684

B´ = 2B + 2A

Intervalo de coordinación

Figura 2-13.: Coordinacion del reconectador 684 y los fusibles 611 y 672.

De manera simular, sobre el lımite denotado por la corriente mınima de coordinacion, se

debe hacer coincidir la curva de operacion total del fusible con la curva B’, que es la suma

de los tiempo de todos los disparos del reconectador (2 instantaneos y dos retardados). El

cumplimiento de esta metodologıa permite tener en cuenta los calentamientos y enfriamientos

alternativos del fusible a medida que el reconectador completa su secuencia de operaciones.

Finalmente, se ha de decir que la coordinacion es valida para ambos fusibles. Esto puesto

que si los lımites de coordinacion no son los mismos, por lo menos dentro de todo el intervalo

de coordinacion se puede cumplir los ciclos de calentamiento y enfriamiento, haciendo que el

fusible se funda unicamente en caso de falla permanente pero que haya un respaldo de parte

del reconectador (disparo retardado).

2.4.5. Coordinacion de reles

En las redes de distribucion de niveles de tension mayores a 1 kV (niveles 2, 3 y 4), usualmente

los circuitos alimentadores estan equipados con interruptores y reles de sobrecorrientes de

tiempo extremadamente inverso. Ası, esos reles deben estar ajustados de tal manera que

puedan proteger el circuito hasta un punto mas alla de los reconectadores en las derivaciones,

pero con el tiempo de retraso suficiente para ser selectivo con el reconectador en todas las

operaciones dentro del ciclo completo del restaurador.


Ası como en la coordinacion de reconectadores-fusibles, la selectividad depende directamente

del tiempo de restablecimiento de los reles de sobrecorriente. Si, habiendo empezado a operar

cuando ocurre una falla mas alla del reconectador, un rele no cuenta con el tiempo para

restablecerse completamente despues de los disparos de dispositivo protector y antes de que

este recierre; el rele puede continuar su proceso de disparo. Por tanto, no es suficiente ajustar

el DIAL del rele para que sea ligeramente mas grande que el tiempo del restauracion [6].

El criterio que se usa para evitar cualquier falta de selectividad es ajustar el rele para que

el tiempo de operacion sea mayor al doble de la caracterıstica de tiempo retrasado de los

reconectadores y los fusibles que el rele protege. En cuanto a la corriente, el ajuste debe

ser lo suficientemente bajo para evitar la degradacion de las lıneas y el transformador, pero

lo suficientemente alto para permitir el paso de corriente maxima de carga y evitar las

operaciones debido a las corrientes Inrush y de arranque en frıo.

En la Figura 2-14, se presentan los ejemplos de coordinacion de los reles sobre el caso base.

Ası, en el grafico de la Figura 2-15 se presenta la coordinacion del rele al principio de la lınea

671, el cual es el dispositivo de respaldo para el fusible 680 y los reconectadores 684 y 692.

Notese que el respaldo no es completo, puesto que no hay disparo para valores menores a la

corriente de activacion del rele. Sin embargo, la proteccion ante fallas de baja impedancia se

asegura, por lo que normalmente se asume la proteccion como aceptable.

Figura 2-14.: Ejemplo de coordinacion de reles con reconectadores y fusibles con valores decorriente en amperios (Azul: Corriente de carga maxima, rojo: Corriente decortocircuito).

De igual manera, se realiza la coordinacion de la proteccion para el alimentador principal

(Ver Figura 2-16). El rele usado se ajusta cumpliendo los criterios impuestos anteriormente.


102 103

Corriente [A]

10-2

100

102

Tie

mp

o [

se

gu

nd

os]



Disp. retrasado Rec684

A. Disp. retrasado Rec692

2A

Disparo Rel671

Límite coordinación

Figura 2-15.: Coordinacion del rele 671.

2.4.6. Coordinacion con las protecciones de la red de alta tension

Como parte del esquema de proteccion de la red de nivel de tension 3 o 4, un fusible de

potencia es localizado en el lado primario del transformador delta-Y de la lınea principal.

Esta proteccion se ubica para despejar fallas en los terminales y como proteccion de respaldo

del rele de la lınea principal, ubicado en el secundario del transformador. Ası, dicho fusible

debe ser coordinados con el rele para prevenir el dano y la posterior activacion. Si dicho rele

cuenta con varios disparos, se debe tambien considerar los calentamientos y enfriamientos

acumulados del elemento fusible.

103

Corriente [A]

100

102

Tie

mpo [segundos]





A. Disparo Rel671

A´ = 2A

Disparo Rel632


Figura 2-16.: Coordinacion del rele 632.

Para obtener una coordinacion adecuada, el tiempo de disparo debe ser comparado con el

tiempo de fusion mınimo del elemento fusible, cuyo valor se debe adecuar para una falla fase-


fase que puede ocurrir en el secundario del transformador. Si el tiempo de fusion del fusible

de respaldo es mas grande que el tiempo de disparo del rele, la coordinacion es aceptable.

Como recomendacion para asegurar la coordinacion, el fusible seleccionado debe ser capaz

de llevar el doble de la corriente a carga maxima del transformador, para evitar la corriente

Inrush.

2.4.7. Coordinacion de las protecciones a tierra

Esta coordinacion se enfoca en detectar cualquier falla franca a tierra en la totalidad del

circuito. Se implementa haciendo uso de los ajustes incluidos en los reconectadores y los

reles, los cuales estan en capacidad de hallar las componentes en secuencia para calcular

el valor de la corriente 3I0. En adicion, en caso que la falla a tierra ocurra en la zona de

proteccion de un fusible, el reconectador o rele mas cercano aguas arriba debe actuar en caso

de que la proteccion de sobrecorriente de esta zona no actue.

Es claro que dicha proteccion no debe actuar ante desequilibrios propios del sistema, y

debe tener un tiempo de operacion que no inhiban la reconexion automatica por parte de

un reconectador o rele. Ası, el tiempo de activacion siempre superara al de las funciones

principales.

El criterio para los lımites de corriente es que la proteccion solo se detectara las fallas aguas

abajo de la subestacion a HV del circuito, es decir, no actuara para faltas externas al circuito.

En cuanto al tiempo, no se considera una funcion instantanea, pero debera actuar por debajo

del tiempo crıtico en el que pueda haber danos en los elementos del sistema para una falla

a tierra [3]. Estos criterios se observan en la Ecuacion 2-2 y la Ecuacion 2-3.

85 % 3I0 mın ≤ Iop ≤ 115 % 3I0 max (2-2)

tactivacion < tcrıtico (2-3)

Con la definicion de los criterios para coordinar las protecciones a tierra, es importante co-

mentar que para el esquema de proteccion que se implementara en la red usada como caso

base, no se hace uso de esta coordinacion. Esto para facilitar el estudio de los potenciales

efectos de la generacion distribuida sobre las protecciones de sobrecorriente. Sin embargo,

los autores resaltan que esta coordinacion es normalmente usada en todas las redes de dis-

tribucion con el neutro del transformador conectado a tierra, algo muy comun en las redes

en Colombia.


2.5. Coordinacion del caso base

Al aplicar los criterios y topicos vistos a lo largo del capıtulo, se escogen diferentes combina-

ciones en cada uno de los ramales, de tal manera que se crean diferentes zonas de proteccion

a lo largo de la red de distribucion. Dichos dispositivos se muestran en la Figura 2-17,

realizando la composicion del esquema de protecciones de la red.

Figura 2-17.: Esquema de protecciones del caso base.

Las zonas de proteccion se ubican sobre las lıneas puesto que, en este caso, los equipos a

proteger son estas mismas. Para una visualizacion mas sencilla de estas zonas, junto con los

ajustes de cada dispositivo, se presenta la Tabla 2-3.

Notese que, en algunas de las lıneas, la corriente de falla mınima coincide con la corriente

de disparo del dispositivo protegido o de respaldo. Si esto ocurre, el respaldo de la lınea es

completo, es decir, para cualquier sobrecorriente dentro del intervalo de coordinacion habra

un disparo de respaldo en caso de necesitarse. En el caso contrario, el respaldo es parcial. Ası,

cada uno de estos dispositivos estara encargados de la proteccion primaria y del respaldo de

dos de las lıneas, pero solo algunos tendran un respaldo total.

En el siguiente capıtulo, hablaremos de los efectos de la implementacion de la DG sobre los

dispositivos usados en el esquema, teniendo en cuenta las zonas de proteccion aquı definidas.

2.5 Referencias 33

Tabla 2-3.: Informacion de la coordinacion de las protecciones en el caso base.

LıneaI carga I falla I falla Dispositivo protector Dispositivo protegido

[A] mın. [A] max. [A] Dispositivo TCC DIAL Dispositivo I disparo [A]L632 497,96 996,00 3325 Rel632 EI 3,050 -L671 372,94 746,00 2520 Rel671 EI 2,940 Rel632 996,00L684 41,43 209,00 2436 Rec684 NI/LI 0,017/0,242 Rel671 746,00L611 34,73 209,00 2351 F611 100 T Rec684 209,00L652 19,27 209,00 2212 F652 100 T Rec684 209,00L680 31,75 109,33 2234 F680 50 T Rel671 746,00L692 137,18 307,50 2481 Rec692 NI/LI 0,032/0,695 Rel671 746,00L675 115,26 307,50 2353 F675 140 T Rec692 307,50L645 62,75 209,00 3096 F645 100 T Rel632 996,00L646 33,38 109,33 2956 F646 50 T F645 209,00L633 66,83 209,00 2936 F633 100 T Rel632 996,00

NI: Inversa estandar, EI: Extremadamente Inversa, LI: Inversa de larga duracion.DIAL del disparo instantaneo/DIAL del disparo retardado.

Conclusiones

La coordinacion de protecciones se realiza a partir de una serie de reglas de diseno,

en las cuales se deben dejar ciertos margenes para evitar que se presenten operaciones

incorrectas por parte del esquema de proteccion.

Las curvas TCC de los fusibles dificultan su coordinacion cuanto el nivel de cortocir-

cuito es muy alto. Ası, en ocasiones donde la corriente es muy grandes se deben usar

seccionalizadores para poder realizar una coordinacion exitosa con el reconectador.

Aunque la combinacion de reconectador y fusible permite evitar la apertura definitiva

de las lıneas, su coordinacion es menos estable que las otras, sobre todo cuando se

habla de implementacion de generacion distribuida.

Referencias

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Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations”, en Conference Re-

cord 2009 IEEE Industrial & Commercial Power Systems Technical Conference, IEEE,

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[2] E. Sorrentino y N. Gupta, “Summary of useful concepts about the coordination of

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[3] J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective relaying: Principles and applications, third

edition. CRC press, 2006, pags. 1-635, isbn: 9781420017847.

http://dx.doi.org/10.17775/CSEEJPES.2018.01220

34 Referencias

[4] S. Ramırez Castano, Proteccion de sistemas electricos, Primera ed. Manizales, Colom-

bia: Universidad Nacional de Colombia - Sede Manizales, 2003, pag. 664.

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[10] “IEEE Standard Specifications for High-Voltage (¿1000 V) Fuses and Accessories”,

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[12] W. H. Kersting, “Radial distribution test feeders”, en 2001 IEEE Power Engineering

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2001 (Cat. No.01ex490), 2001, pags. 115-119. doi: 10.1109/LESCPE.2001.941636.

http://dx.doi.org/10.1109/CPRE.2016.7914896

http://dx.doi.org/10.1109/IEEESTD.2016.7781575


http://dx.doi.org/10.1109/PESW.2001.916993

http://dx.doi.org/10.1109/LESCPE.2001.941636

3. Implementacion de la generacion

distribuida

Resumen

En este capıtulo presentan los detalles de lo que sera la implementacion de genera-

cion distribuida (DG) en la red de distribucion del caso base.

En principio se presentan generalidades de la implementacion de DG, como dife-

rencias entre los tipos de recursos energeticos distribuidos (DERs) y definiciones

de nivel de penetracion y nivel de dispersion. Se argumenta el porque se simulara

ciertos tipos de DERs en lugar de otros y como la implementacion sera llevada a

cabo en diferentes escenarios de penetracion y dispersion.

En la siguiente seccion se presentan los por menores de los escenarios de DG a

simular. Se detallan los dispositivos que componen cada DER y como se integran

a la red en cada escenario.

Finalmente, se presenta cuales son los potenciales efectos en el esquema de pro-

teccion, producidos a partir de la implementacion de la DG. Los efectos incluyen

la perdida de la coordinacion de protecciones, los falsos disparos direccionales, la

operacion indeseada de fusibles, la perdida de sensibilidad y las sobretensiones.

Introduccion

Habiendo establecido las caracterısticas de la red de distribucion usada como caso base y la

coordinacion de su esquema de protecciones, en este capıtulo se procede a abarcar la otra

parte del estudio: La generacion distribuida (DG).

De esta manera, es importante especificar en principio las condiciones en las cuales se imple-

mentara en el caso base. Existen muchas tecnologıas para generar energıa electrica a partir

de diferentes fuentes, lo cual obliga a que el estudio llevado a cabo deba que estar dirigido a

ciertos tipos de recursos energeticos distribuidos (DERs) con mayores dificultades tecnicas,

intentando abarcar la mayorıa de fenomenos adversos al funcionamiento que puedan suceder.

En relacion a dichos fenomenos, es importante conocer las causas y las consecuencias que

pueden tener en el funcionamiento normal de la red de distribucion. Dado que cada red

36 3 Implementacion de la generacion distribuida

tiene condiciones particulares, presentar situaciones que pueden aplicarse a cualquier red

permite conocer las causas de los problemas encontrados. Estas situaciones pueden tener

repercusiones distintas observadas de manera conjunta, siempre en cuando existan diferentes

casos de comparacion para llegar a conclusiones que se puedan generalizar. Ası, al finalizar el

capıtulo se presentan diferentes escenarios de implementacion de DG. Estos mostraran como

las caracterısticas de la DG como localizacion, nivel de penetracion y nivel de dispersion

podran tener un impacto directo en el funcionamiento de la red.

3.1. Generalidades de la generacion distribuida

En esta seccion se exploran diferentes conceptos usados en el funcionamiento e implementa-

cion de la DG en la red de distribucion. Dichos conceptos sientan las bases para la inclusion

de la DG en la red de distribucion del caso base.

3.1.1. Tipos de recurso energetico distribuido

En principio, se debe hacer una diferencia importante entre las tecnologıas de DERs que se

utilizan normalmente. La generacion basada en inversores (Micro-generadores con interfaz

basada en electronica de potencia) como los son sistemas de almacenamiento baterıas/paneles

PV y convertidores AC-AC para el acople de generadores en turbinas eolicas; distan su

funcionamiento de las maquinas rotativas acopladas directamente (Generadores diesel y de

ciclo combinado). Los primeros son de corriente limitada tecnicamente, en el sentido en

que no pueden proveer significantes niveles de corriente de cortocircuito, debido a que los

inversores tienen una baja capacidad de sobrecarga termica que limita la salida de corriente

maxima hasta 1.5-2 veces la corriente nominal. De manera contraria, las maquinas rotativas

pueden proporcionar corrientes de cortocircuito muy altas, que solo estan limitadas por su

impedancia interna [1], [2].

Sin embargo, sin importar la tecnologıa, la incorporacion de cualquier DER a una red de

distribucion se reglamenta en la IEEE Standard 1547, emitida en febrero de 2018 [3]. De

acuerdo a esta norma, se les permite a las DERs la conexion a la red pero, en caso de que

ocurra una falla, estas deben ser separarse de la red [4]. Para las maquinas rotativas pueden

utilizarse los dispositivos de proteccion comunes en sistemas de distribucion, en donde el

ajuste de tiempo debe ser menor al de las protecciones de las lıneas. Desafortunadamente,

para las otras tecnologıas de DERs este no es el caso.

Para las DERs que hacen uso de dispositivos de electronica de potencia para su integracion

con la red, dependiendo de la localizacion de la falla con respecto al recurso distribuido y las

condiciones de las lıneas; el incremento de corriente puede no ser significativo para cualquier

dispositivo de sobrecorriente que se desee implementar como proteccion. Ası, los dispositivos

comunmente usados para la proteccion de las DERs con corriente tecnicamente limitada

no basan su operacion unicamente en la medicion de magnitud de corriente, sino utilizan

3.2 Escenarios de generacion distribuida 37

metodologıas que incluyen medicion de componentes armonicos, deteccion de hundimientos

en la tension, angulo de la corriente, entre otras [5].

De esta manera, en este estudio unicamente se tendran en cuenta la implementacion

de DERs con corriente tecnicamente limitada. Esto puesto que dichos generadores

suponen la dificultad tecnica de no poder aislarse de la red de distribucion antes que las

protecciones convencionales operen, alterando la magnitud de los flujos de corriente en la

red [1].

3.1.2. Caracterısticas de la generacion distribuida

Por otra parte, la generacion distribuida se puede implementar de diferentes maneras en

una red de distribucion en cuanto a la capacidad nominal de las fuentes desplegadas y su

localizacion en la red de distribucion.

La primera caracterıstica es su nivel de penetracion; el cual, en el contexto de este estudio,

se define como la cantidad de potencia proveniente de todas las DERs presentes en la red

con relacion a la demanda maxima de la red [6]. De esta manera, una penetracion del 100 %

significa que la potencia generada por las DERs es equivalente a la potencia consumida por

todos los usuarios de la red. Un ejemplo se observa en la regulacion colombiana CREG 030,

del 26 de febrero de 2018, donde se define que el maximo valor de penetracion permitido

para cualquier red de distribucion es del 15 % [7].

Por otra parte, se define tambien el nivel de dispersion de la DG. Este concepto puede

ser interpretado como la cantidad de nodos o ubicaciones de la red en donde son ubicadas

DERs [8]. Ası, el nivel de dispersion de una red, donde solo hay una DER ubicada en un

nodo, es mınimo. De manera contraria, cuando cada uno de los nodos de la red cuenta con

una DER, el nivel de dispersion es el mas alto.

3.2. Escenarios de generacion distribuida

Como se comentaba anteriormente, en esta seccion algunos escenarios de DG son propuestos

para ser implementados en la red de distribucion usada como caso base. Cada escenario esta

compuesto por distintas DERs, lo cuales se ubican en los nodos de la red dependiendo del

nivel de dispersion. La potencia entregada por cada DER dependera del nivel de penetracion

de la DG. Ası, cada escenario sera una permutacion entre 4 niveles de dispersion y 4 niveles

de penetracion, en adicion de algunos escenarios donde se lo que se cambia es la ubicacion

de las DERs.

Por otra parte, cabe resaltar que cada una de las DERs son a su vez tambien compuestas

por diferentes dispositivos que permiten generar energıa, aplicar control, convertir la senal y

elevarla a la tension de la red de distribucion. Ası, en la Figura 3-1 se puede apreciar que cada

DER a implementar contiene paneles solares, un convertidor, un inversor y un transformador;

en adicion de un dispositivo de proteccion como los comentados en la primera seccion de


este capıtulo. Dicho dispositivo de proteccion debe operar bajo condicion de falla para evitar

alimentarla.

Figura 3-1.: Esquema de los dispositivos que componen cada recurso energetico distribuido(DER).

Aunque la mayorıa de los dispositivos de acople no cambian de escenario a escenario debido

que son escogidos para la maxima capacidad del generacion, el arreglo de paneles solares

sı cambia su tamano para cada nivel de penetracion. Ası, la caracterıstica de cortocircuito

depende de la curva de potencia contra corriente de cada arreglo, aproximadamente 1.72

veces la corriente nominal para cada uno de los niveles de penetracion.

Finalmente, considerando como el nivel mas alto de penetracion como la demanda maxima

de la red (3471 kW), se define la potencia de cada DER para los escenarios a simular. Estos

valores estan consignados en la Tabla 3-1, junto con la descripcion de como interpretar cada

nivel de dispersion y cada nivel de penetracion.

Tabla 3-1.: Valores de potencia en los distintos escenarios de penetracion y dis-persion de DG, implementados sobre la red del caso base [kW].

Nivel de Nodos Nivel de penetracion

dispersion con DERs 1 (12,5 %) 2 (25 %) 3 (50 %) 4 (100 %)

A 1 434 868 1736 3471

B 4 108 217 434 868

C 7 62 124 248 496

D 11 40 79 158 316

Cada escenario se define por el cruce entre dispersion y penetracion. Por ejemplo, el escenario

A2 consiste en un nodo con una DER que genera 868 kW. El escenario D3 son 11 nodos con

DERs, en donde cada DER genera 158 kW, y ası por el estilo. Los niveles de dispersion se

incrementan de manera proporcional, mientras que cada nivel de penetracion es el doble que

el nivel anterior.

A partir de los valores de generacion, se ubicaron las DERs en diferentes nodos de tal manera

que no se produjeran disparos de las protecciones por sobrecorrientes. Todos los escenarios

pueden implementarse sin que el esquema de protecciones opere, ademas que en ninguna

lınea se supera el valor de cargabilidad. Las localizaciones de las DERs, para cada nivel de

dispersion, aparecen coloreadas en cada uno de los nodos donde se conectan, como se puede

apreciar en la Figura 3-2 .

3.2 Escenarios de generacion distribuida 39

(a) Nivel de dispersion A (b) Nivel de dispersion B

(c) Nivel de dispersion C (d) Nivel de dispersion D

Figura 3-2.: Localizacion de las DERs en cada nivel de dispersion de inclusion de DG.

Notese que en el nivel A y en el nivel B se muestran las localizaciones diferenciadas. Con

el animo de analizar como influye la ubicacion de cada generador en la respuesta de las

protecciones, el nivel de dispersion A puede implementarse en cualquiera de los cuatro nodos

mostrados. Por ejemplo, el escenario A3-692 consta de una DER en el nodo 692 produciendo

1736 kW en su maximo punto de generacion. El nivel de dispersion B tambien puede presen-

tarse de dos maneras posibles, con DG en los nodos internos o en los nodos externos, siendo

4 DERs en cualquiera de los casos.

Cabe aclarar que las ubicaciones de las DERs con nivel de dispersion A fueron escogidas

porque eran las unicas localizaciones donde el esquema de protecciones no efectuaba un

disparo bajo la condicion normal de la red. Es decir, si una DER que genera 3471kW (100 %


de penetracion) se ubica conectada a cualquier otro nodo, el flujo de corriente cambiaba lo

suficiente para activar la proteccion de esa parte de la red. De igual manera, dicha cantidad

de potencia excedıa el valor de cargabilidad de la lıneas diferentes a las 632, 671, 692 y 675;

lo cual hace que esas localizaciones sean tecnicamente inviables. Ademas, no es coincidencia

que los nodos 692 y 675 puedan tener esa cantidad de generacion. Observando la Tabla 2-1

y la Tabla 2-2, se evidencia que las lıneas de dichos nodos poseen igual capacidad que las

lıneas que vienen de la subestacion, ademas de tener una cantidad elevada de demanda en

el nodo 675 (843 kW).

3.3. Potenciales efectos en el esquema de proteccion

Con base al estudio de los niveles de cortocircuito en las lınea de la red, realizados en el

Capıtulo 2, se observa como la generacion en cada nodo cambia las condiciones de flujo de

corriente en la red. A partir de dichos cambios de flujo de corriente, empiezan a surgir efectos

indeseados sobre los esquemas de protecciones, los cuales estan determinados por la ubicacion

de las DERs en la red y el nivel de penetracion de la DG. A continuacion se presentaran

los principales problemas que se pueden encontrar tras la insercion de DG, generalizados a

cualquier red de distribucion. En el siguiente capıtulo, se valoraran los esquemas previamente

vistos.

Cabe aclarar que para la demostracion de los potenciales efectos no se tiene en cuenta el

funcionamiento del dispositivo de proteccion asociado a la DG, dado que se pretende dar al

lector una presentacion de lo que ocurre cuando no se desconecta la DER de la red.

3.3.1. Perdida de la coordinacion de protecciones

En la operacion normal de la red, las protecciones son coordinadas para que los dispositivos

protectores, en cada zona de proteccion, actuen antes de los dispositivos de respaldo. Puesto

que la interconexion de DERs incrementa los niveles de sobrecorriente, dependiendo de los

ajustes de las protecciones y las caracterısticas de la DG, puede darse el caso donde la

coordinacion no se puede efectuar de manera correcta. En estos casos, el dispositivo de

respaldo opera antes de la proteccion primaria, resultando en una operacion inadecuada que

perjudica a los usuarios de la red. Se define para el contexto de este estudio, en base al

concepto encontrado en [8], que una perdida de coordinacion (LOC) es explicada como la

degradacion de la operacion coordinada de fusible-reconectador o fusible-fusible, que viene

dada por valores de corriente de falla fuera del intervalo de proteccion.

Para ilustrar las LOCs, se escoge el ejemplo de la coordinacion de fusible-fusible como se

presenta en la Figura 3-3. Tal como se presento en el Capıtulo 2, para que se cumpla la

coordinacion cualquier falla aguas abajo el fusible 2 debe operar antes del fusible 1. Para

asegurar que esto se cumpla, se da un margen de seguridad, presente a lo largo de todo el

3.3 Potenciales efectos en el esquema de proteccion 41

intervalo de coordinacion, entre la curva de fusion del fusible 1 y la curva de operacion del

fusible 2 como se observa en la Figura 2-11.

Figura 3-3.: Esquema de coordinacion fusible-fusible con inclusion de DG.

El impacto de la DG se presenta en el cambio del valor de la corriente de falla. Incluso,

es posible que ocurra un flujo de retorno desde la DER hacia la falla, como se ilustra en

el esquema. Debido a esto, los valores mınimos y maximos de corriente de falla pueden

aumentar desde el lado del punto de acople comun (PCC), debido a todas las DERs aguas

arriba de la falla [9].

De esta manera, en el caso de la Figura 3-3, el dispositivo de respaldo (Fusible 1) operarıa

primero que el dispositivo protector (Fusible 2) porque el grafico de coordinacion no se

diseno para valores de corriente de falla mas grandes. Ası, fuera del rango de coordinacion,

la corriente de falla induce la activacion del fusible 1 antes del fusible 2.

Dependiendo de la configuracion del sistema, de manera similar a lo anteriormente visto pue-

de ocurrir una LOC entre cualquier par de dispositivos de proteccion; es decir, reconectador-

fusible, rele-fusible, etc. En cada caso, el rango de valores donde la corriente de falla aumenta

pero el margen de seguridad se mantiene, permite a identificar el nivel de penetracion donde

no hay efectos indeseados ante la instalacion de DG.

3.3.2. Falso disparo direccional

La instalacion de DERs en redes de distribucion tambien puede llevar a la ocurrencia de falsos

disparos ocasionados por corrientes en direccion opuesta a la nominal. De esta manera, la

operacion no deseada por parte de un dispositivo de proteccion causa la desconexion de

una parte “sana” del sistema que se interrumpe innecesariamente. Este problema es un

mal funcionamiento de los dispositivos de sobrecorriente que solo actuan en relacion a la

magnitud de la corriente, y se observa principalmente en sistemas con varios alimentadores

conectados al PCC, como lo son los sistemas radiales. En adicion, antes del falso disparo la

corriente de falla aumenta porque la DG suple dicha falla desde un alimentador adyacente.

Para representar tal situacion, considere dos alimentadores conectados al mismo nodo y

suplidos desde el PCC por un transformador. Sin la inclusion de DG, si ocurre una falla en

cualquiera de los alimentadores, dicha falla sera suplida unicamente por el transformador de


la subestacion. No habra un flujo de corriente desde el alimentador donde no esta la falla,

imposibilitando un disparo de cualquier proteccion en dicho alimentador.

De manera alternativa, considerese el caso ilustrado en la Figura 3-4.

Figura 3-4.: Esquema de dos alimentadores, donde por accion de la DER ocurre un falsodisparo direccional.

Si se instala una DER en el alimentador ”saludable”, la contribucion de dicho alimentador

a la corriente de falla no sera nula. En dado caso, si el rele 1 tiene un ajuste de disparo

mas rapido que el del rele 2, el rele 1 puede responder mas rapido al cortocircuito en el

alimentador adyacente, interrumpiendo innecesariamente su servicio.

Los falsos disparos direccionales pueden ocurrir con cualquiera de los dispositivos de pro-

teccion mas comunes, como los reles, los fusibles y los reconectadores. De hecho, para estos

ultimos es mucho mas comun este efecto indeseado. Dado que los reconectadores tienen un

ajuste de disparo rapido, el cual es mas veloz que cualquier otro disparo, son muy susceptibles

a las fallas en otros ramales fuera de su zona de proteccion.

3.3.3. Operacion indeseada de fusibles

La empresas de servicios publicos suelen aplicar estrategias de ahorro de fusibles para evitar

que se quemen debido a fallas temporales. Para este proposito, como se aprecio en el Capıtulo

2, los fusibles se coordinan junto con reconectadores para des-energizar y re-energizar las

lıneas, dando espacio a que las fallas temporales se extingan sin necesidad de una interrupcion

permanente y una quema innecesaria de fusibles.

Sin embargo, la implementacion de DG puede afectar la coordinacion entre el reconectador

y el fusible, debido a la contribucion adicional de la DER a la corriente de falla. En tales

casos, la coordinacion puede perderse y los fusibles quemarse antes de la operacion del

reconectador, o bien el fusible puede quemarse y el reconectador puede funcionar la mismo

tiempo, agregando mas dificultad a la ubicacion de la falla. Para ilustrar tal situacion,

considere el circuito visto en la Figura 3-5.

Sin la DG, una falla aguas arriba del fusible es alimentada solo por el transformador de la

subestacion, y no se necesita una coordinacion entre el reconectador y el fusible ya que no

3.3 Potenciales efectos en el esquema de proteccion 43

Figura 3-5.: Esquema de la coordinacion reconectador-fusible, donde por accion de la DERocurre una operacion innecesaria del fusible.

hay corriente que pase a traves del fusible. Con DG, la contribucion al cortocircuito proviene

tanto del transformador y como de la DER, causando una LOC entre el reconectador y el

fusible que repercute en la quema innecesaria del fusible.

3.3.4. Perdida de sensibilidad

La inclusion de una DER en la red de distribucion puede reducir la contribucion de corriente

de falla desde el transformador de HV a MV. Esto afecta el funcionamiento de los dispositivos

de proteccion, alterando su capacidad de detectar una falla a traves de la medicion de

corriente. Este aspecto depende bastante del tipo, nivel de penetracion y ubicacion de la

DER.

Un ejemplo del impacto de la DG en la sensibilidad de los dispositivos de proteccion se

muestra en la Figura 3-6.

Figura 3-6.: Esquema de un alimentador, donde por accion de la DER se ocasiona unaperdida de sensibilidad en el rele.

Si el circuito no contara con la DG, el rele de proteccion de red debe ajustarse para responder

tanto al valor mas alto como al mas bajo de corriente de cortocircuito proveniente de la

subestacion. Con la inclusion de DG, la corriente de falla es suministrada tanto por la DER

como por la subestacion, con lo cual el valor de la contribucion de cada una dependera de

las impedancias de las lıneas entre las fuentes y el punto de falla. Puesto que el elemento de

falla esta constituido mayormente por un elemento resistivo, su corriente de falla no cambia


mientras que el valor de tension de la lınea no cambie. Ası, cada fuente tiene que “aportar”

menos corriente que la que tendrıan que dar cada una alimentando por aparte. Por tanto, el

efecto de la DER es el de disminuir la corriente proveniente de la subestacion; lo que hace

que para las fallas de baja impedancia (HIFs) la sensibilidad del dispositivo sea menor, y no

alcance a detectar dicha falla que sin DG si hubiera detectado [10].

3.3.5. Sobretension

Entre los principales problemas relacionados con la sobretension en asociacion a la imple-

mentacion de DG, se incluyen los descritos a continuacion [11], [12].

Sobretension temporal: Este fenomeno se debe a la condicion de falla monofasica,

causadas por la conexion incorrecta de la tierra de la DG o la del transformador de

acoplamiento. El correcto dimensionamiento de los pararrayos para equipos de la red

puede evitar los picos de alto voltaje originados en el entorno adyacente, evitando

danos a los equipos que componen las DERs.

Sobretension resonante: Son fenomenos que pueden surgir durante las condiciones

de isla debido a la interaccion de transformador de acoplamiento, inductancia de la DG

y la capacitancia de la red. Es un problema operativo complejo, que debe abordarse

en un contexto diferente utilizando un analisis dinamico de la red.

Sobretension debido a inyeccion de potencia: Este problema puede presentarse

cuando el recurso distribuido tiene un nivel alto de penetracion, inyectando una gran

cantidad de potencia a la red. Debido a esto, se genera una sobretension en los nodos

adyacentes de la DER. El fenomeno tambien es operativo, teniendo que utilizar un

analisis dinamico para poder resolver el problema.

Cabe aclarar que a dichos feomenos no seran detallados exhaustivamente puesto que corres-

ponden a un analisis mediante modelos dinamicos, algo fuera del alcance de este estudio.

Conclusiones

Para ubicacion de DERs en la red, como limitacion inicial se cuenta la cargabilidad de

las lıneas y la no interferencia con el funcionamiento normal de la red. Ası, el nivel de

penetracion de la DG se debe limitar para poder conectar generacion en ciertos nodos

de la red.

Al aumentar el nivel de dispersion, se hace posible distribuir escenarios de DG con alto

nivel de penetracion a nodos donde, de otra manera, se podrıan ubicar por otras limi-

taciones. Sin embargo, se aumenta tambien la cantidad de nodos que podrıan presentar

efectos indeseados en los dispositivos de proteccion.

3.3 Referencias 45

Los potenciales efectos de la DG en los dispositivos de proteccion tambien cuentan

como una limitacion a la inclusion de la DG bajo cierto nivel de penetracion. De

esta manera, no se debe sobrepasar de cierta cantidad de generacion, a menos que se

consideren dichos efectos y se hagan cambios para mitigarlos.

Los efectos indeseados que incluyen disparos falsos o fuera de coordinacion tienen una

implicacion negativa en la continuidad de servicio, desconectando partes ”sanas”de la

red. Sin embargo, el elemento de falla es finalmente aislado de la red. Caso contrario es

el fenomeno que conlleva a una perdida de sensibilidad, en el cual no se puede detectar

la falla comprometiendo la confiabilidad del esquema de proteccion y la seguridad de

la red.

Referencias

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John wiley & sons, 2011, vol. 80.

[2] V. Quintero-Molina, M. Romero-L y A. Pavas, “Assessment of the hosting capacity in

distribution networks with different DG location”, en 2017 IEEE Manchester Power-

Tech, 2017, pags. 1-6. doi: 10.1109/PTC.2017.7981243.

[3] “IEEE Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Re-

sources with Associated Electric Power Systems Interfaces”, IEEE Std 1547-2018 (Re-

vision of IEEE Std 1547-2003), pags. 1-138, 2018, issn: null. doi: 10.1109/IEEESTD.

2018.8332112.

[4] T. S. Basso y R. DeBlasio, “IEEE 1547 series of standards: interconnection issues”,

IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 19, n.o 5, pags. 1159-1162, 2004.

[5] K. A. Wheeler, S. O. Faried y M. Elsamahy, “Fault impedance effects on distributed

generation influences in overcurrent protection”, en 2017 IEEE Manchester PowerTech,

2017, pags. 1-6. doi: 10.1109/PTC.2017.7980847.

[6] C. Vera, J. Valbuena, A. Marulanda y A. Pavas, “Assessment of Increasing PV Pene-

tration Levels on Step Voltage Regulators Performance”, en 2018 IEEE PES Trans-

mission Distribution Conference and Exhibition - Latin America (T& D-LA), 2018,

pags. 1-5. doi: 10.1109/TDC-LA.2018.8511789.

[7] “Resolucion CREG 030 de 2018, Autogeneracion a pequena escala de generacion dis-

tribuida en el sistema interconectado nacional”, Comision de Regulacion de Energıa

y Gas (CREG), Ministerio de Minas y Energıa, Republica de Colombia, pags. 1-27,

feb. de 2018. doi: 10.1109/IEEESTD.2012.6209381.

http://dx.doi.org/10.1109/PTC.2017.7981243




http://dx.doi.org/10.1109/TDC-LA.2018.8511789


46 Referencias

[8] J. Valbuena G y A. Pavas, “Loss of Coordination in a Protection Scheme due to DG

assessed by means of Reliability Analysis”, en 2019 IEEE Milan PowerTech, 2019,

pags. 1-6. doi: 10.1109/PTC.2019.8810984.

[9] K. A. Wheeler, S. O. Faried y M. Elsamahy, “Assessment of distributed generation

influences on fuse-recloser protection systems in radial distribution networks”, en 2016

IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition (T&D), mayo de

2016, pags. 1-5. doi: 10.1109/TDC.2016.7519917.

[10] G. A. Quiroga, H. Kagan, J. C. C. Amasifen, C. F. M. Almeida y E. Vicentini, “Evalua-

tion of distributed generation impacts on distribution networks under different penetra-

tion scenarios”, en 2015 IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Latin America

(ISGT LATAM), oct. de 2015, pags. 136-141. doi: 10.1109/ISGT-LA.2015.7381142.

[11] P. Barker, “Overvoltage considerations in applying distributed resources on po-

wer systems”, en IEEE Power Engineering Society Summer Meeting,, vol. 1, 2002,

pags. 109-114. doi: 10.1109/PESS.2002.1043188.

[12] G. A. Quiroga, C. F. M. Almeida, H. Kagan y N. Kagan, “Protection System Consi-

derations in Networks with Distributed Generation”, en Electric Distribution Network

Management and Control, Springer, 2018, pags. 255-280.


http://dx.doi.org/10.1109/TDC.2016.7519917

http://dx.doi.org/10.1109/ISGT-LA.2015.7381142

http://dx.doi.org/10.1109/PESS.2002.1043188

4. Valoracion de los efectos de

generacion distribuida

Resumen

En este capıtulo se presentan dos metodologıas de valoracion de efectos de la DG.

La primera metodologıa se basa en clasificar la operacion del esquema de proteccion,

en conjunto, ante un falla. Se separan los disparos entre correctos e incorrectos, don-

de adicionalmente se clasifican como disparos no ejecutados, disparos adelantados

o falsos disparos, siendo mas perjudiciales los primeros.

La segunda metodologıa valora la afectacion, por ocurrencia de falsos disparos li-

gados a la DG, de los indicadores de confiabilidad despues la extincion de una

falla. Ası, se calculan los incrementos en potencia no atendida (UP) y Energıa No

Suministrada (ENS).

Despues de someter 16 escenarios de DG a las metodologıas de valoracion, se con-

cluye cuales escenarios provocan la menor afectacion a la operacion del esquema de

proteccion y cuales son las caracterısticas recurrentes de los escenarios con mayor

impacto.

Introduccion

En el capıtulo anterior se abordo el cambio en las condiciones de la red de distribucion

ante la implementacion de DG; lo que puede a llevar problemas en el funcionamiento de

los dispositivos de proteccion y, mayormente, en la coordinacion del esquema que estos

componen. Para cada proteccion en especıfico, una manera muy sencilla de clasificar su

desempeno es discernir si su disparo fue correcto o incorrecto. Se dice que el disparo es

correcto cuando se abre correctamente ante la sobrecorriente ocasionada por una falla; y que

es incorrecto cuando actua para fallas fuera de su zona de proteccion o cuando simplemente

no actua. Esta clasificacion puede cambiar y volverse mas compleja cuando el disparo se

juzga en relacion a lo estipulado en el esquema de proteccion. Ası, no solo basta analizar el

comportamiento de un dispositivo individualmente, sino el comportamiento de todos ellos.

De esta manera, en este capıtulo se presentan dos metodologıas para el analisis de la res-

48 4 Valoracion de los efectos de generacion distribuida

puesta de las protecciones ante una falla, observandose como un conjunto o esquema. Dichas

metodologıas, publicadas en [1] y en [2] (artıculos que se pueden apreciar en el Anexo B),

son desarrollo de la investigacion del autor de la tesis.

Con estas se pretende, en principio, analizar la capacidad del esquema para extinguir o aislar

la falla; luego, valorar el efecto negativo de dichas maniobras en terminos de la confiabilidad

y la continuidad en la red.

Ambas metodologıas dependen de la simulacion de diferentes fallas sobre la red. La localiza-

cion y las caracterısticas de la falla tendran una incidencia directa en los resultados que se

obtengan, por lo cual, antes del analisis de los metodos de valoracion, se realiza un enfasis

en las caracterısticas de las fallas que se utilizan para la pruebas.

4.1. Caracterısticas de las fallas

Al modelo electrico de un elemento de falla se le pueden atribuir caracterısticas como su tipo

(trifasica, monofasica, etc), su impedancia, si es permanente o temporal, etc [3]. En general,

los estudios de fallas tienen en cuenta estas caracterısticas para ası, junto con la impedancia

equivalente de la red, saber los valores de corriente de falla a esperar. Por ejemplo, para una

falla monofasica, se utiliza la Ecuacion (4-1) para relacionar la impedancia de la falla con la

corriente de cortocircuito, donde ULL es el voltaje lınea lınea en vacıo del nodo donde ocurre

la falla, Z1 es la impedancia de secuencia positiva y Z0 es la impedancia de secuencia cero.

ISC1 =

√3ULL

2Z1 + Z0 + Zfalla

(4-1)

Si la impedancia de falla es cercana a cero, la corriente estara limitada por las impedancias

de secuencia. Ası, este sera el valor maximo de corriente de falla. Lo mismo ocurre para la

fallas trifasicas, donde la relacion en la Ecuacion (4-2) muestra que el valor de la impedancia

de secuencia positiva denota cual sera la corriente de cortocircuito.

ISC3 =ULL√

3 (Z1 + Zfalla)(4-2)

Tal como se define una corriente maxima da falla, tambien se puede definir una corriente

mınima. Esta corriente se define segun el ajuste que tengan los dispositivos de proteccion

de sobrecorriente presentes en la zona de proteccion. Ası, corrientes mas pequenas a esta no

son consideradas corrientes de falla puesto que para estas las protecciones no actuan, como

es el ejemplo de la corriente nominal de la red.

Naturalmente, la corriente mınima de falla tiene un equivalente en impedancia, cuyo valor

se define segun el tipo de falla. De manera analoga a la corriente, valores de impedancia mas

4.2 Metodo por discriminacion de operaciones 49

grande a esta no ocasionaran un disparo de la protecciones. La escala vista en la Figura 4-1

ilustra todos los conceptos anteriormente mencionados.

Figura 4-1.: Escala de impedancia de falla.

La impedancia que corresponde a la corriente mınima de falla se puede denominar como la

impedancia de corriente de disparo, justamente porque dicha corriente determina su valor.

En funcion a su valor, podemos definir las fallas de alta impedancia (HIFs).

El concepto de las HIFs y su valor es discutido en [4], [5] y [6]. Sin embargo, para este estudio

se hace uso del concepto adoptado en [1], donde se definen las HIFs como todas las

fallas con una impedancia aproximadamente 20 % menor a la correspondiente a

la corriente de disparo, por lo cual para cada localizacion y tipo de falla tendran un valor

diferente. Ademas, dichas fallas pueden ser modeladas integrando una componente capacitiva

y una componente no lineal. Ası, su comportamiento puede abrir un espacio a otros analisis

diferentes a los de las fallas de baja impedancia. Sin embargo, en lo que respecta a este

estudio, se considera como restriccion utilizar para todas nuestras simulaciones

un modelo con una componente exclusivamente resistiva.

Retomando todo lo anteriormente comentado, para la simulacion de fallas en este estudio

se tomaran diferentes valores de impedancia de falla dentro del intervalo de ZF = 0 y

ZF = Zdisp. En adicion, dichas fallas podran ser trifasicas y monofasicas, de tal manera que

se puedan observar alteraciones bajo ambos tipos de fallas.

4.2. Metodo por discriminacion de operaciones

En esta seccion se describe en detalle la metodologıa incluida en [1], la cual busca clasificar

la reaccion del esquema de proteccion ante diferentes fallas para analizar la tendencia con

distintas localizaciones y valores de impedancia.

4.2.1. Definicion

Este primer metodo retoma la clasificacion mas basica de los disparos de los dispositivos:

correcto e incorrecto, pero discierne entre los disparos incorrectos segun lo que se esperaba

debido al esquema. Por ejemplo, en la Figura 4-2, observamos la consecucion de acciones

para extinguir una falla permanente en el nodo 652, en la red de caso base.


Figura 4-2.: Acciones ante una falla en el nodo 652, bajo el caso base.

La coordinacion de esta rama permite que el reconectador actue antes del fusible. Ası, en

caso de una falla temporal, no se compromete la continuidad de la red. Por otra parte, si esta

misma falla ocurriera bajo la accion de, por ejemplo, el escenario de DG B4-ext, la respuesta

de los dispositivos es la observada en la Figura 4-3.

Figura 4-3.: Acciones ante una falla en el nodo 652, bajo el escenario B4-ext (4 nodos,100 % de penetracion).

Puesto que el fusible 652 actua primero que el reconectador 684, se tiene un disparo ade-

lantado. En caso de que no hubiera actuado ninguna de las protecciones, tendrıamos un

disparo no ejecutado. A continuacion, se detallan los 4 diferentes tipos de disparo, 3 de ellos

incorrectos.

Disparo correcto: La secuencia de disparos fue la misma que la coordinada en el

esquema de protecciones.

Disparo no ejecutado: Los dispositivos no actuan debido a una corriente de falla

menor que la corriente de activacion. La falla no es detectada por el esquema de

protecciones, por tanto, no es extinguida.

Disparo adelantado: Un dispositivo actua fuera del esquema de coordinacion, ade-

lantandose a la accion de otro dispositivo. La falla es extinguida, pero se ocasionan


problemas adicionales en la continuidad del servicio.

Disparo falso: Un dispositivo que no deberıa actuar puesto que la falla se encuentra

fuera de su zona de proteccion, actua. La falla es extinguida, pero una parte de la red

saldra de servicio por una falla para la cual sus dispositivos no deben actuar.

Haciendo uso de esta clasificacion, podemos catalogar el comportamiento del esquema de

proteccion para cada cualquier falla. Mientras que un disparo no ejecutado corresponde

a una perdida en la sensibilidad de las protecciones, los disparos adelantados y los falsos

disparos constituyen una perdida de coordinacion (LOC) en el esquema de proteccion [7].

Por otra parte, cuando simulamos fallas de diferentes impedancias en cada uno de los nodos

de la red del caso base, se obtiene como resultado siempre un disparo correcto. Esto ocurre

porque, por definicion, el esquema de proteccion se diseno para este caso base, sea cual sea

la falla. Ası, la variacion en el tipo de disparo, nos indica que tanto estan cambiando los

flujos de corriente en condicion de falla dentro de la red.

4.2.2. Aplicacion

Como paso inicial para aplicar esta metodologıa a la red bajo diferentes escenarios de imple-

mentacion de DG, se implementa un metodo Monte Carlo para aplicar fallas a todos nodos

de 4.16 kV de la red. El tipo de falla puede cambiar entre trifasica y monofasica, permanente

o temporal, y su impedancia puede variar entre el intervalo detallado en la Figura 4-1. Se

efectuan 1000 fallas por nodo para obtener tendencias de cada tipo de disparo. Ası, se obtie-

nen las graficas mostradas en la Figura 4-4, donde se implementa el escenario A4-632 (100 %

de penetracion y una DER en el nodo 632) y el escenario A4-671 (100 % de penetracion y

una DER en el nodo 671).

Previo al analisis, se recuerda al lector que, segun lo ya comentado con mas detalle en el

Capitulo 4, cada DER cuenta con su dispositivo de proteccion. Este dispositivo cumple con

la funcion de aislar a la DER de la red de distribucion en caso de que esta alimente la falla

directamente. Sin embargo, la idea del estudio es presenciar los potenciales efectos cuando

la DER no se separa de la red. Sin embargo, la idea del estudio es presenciar los

potenciales efectos cuando la DER no se separa de la red. Por tanto, en estas

simulaciones solo se analiza el desempeno del esquema de protecciones.

Como se puede apreciar en la Figura 4-4, se incluyen mapas de calor de la probabilidad

de disparo no ejecutado y de probabilidad de falso disparo, junto con la localizacion de las

DERs (Nodo de color rojo). Los disparos adelantados no se presentan en detalle puesto que

esta reaccion es mucho menos comun que las otras. El grafico se interpreta observando la

probabilidad sobre cada nodo. Por ejemplo, en el escenario A4-632, solo las fallas en los

nodos 632 y 671 tienen como reaccion un disparo no ejecutado. Puesto que la probabilidad

para los otros nodos es 0 %, significa que las fallas en dichos nodos no provocan un disparo


——

——

——

——

—-

Hi

632632

671671684684611611

652652 670670

692692 675675

645645646646 633633

0 2 4 6 8 10 12

Probabilidad de disparo no ejecutado [%] ——

——

——

——

—-

Hi

632632

671671684684611611

652652 670670

692692 675675

645645646646 633633

671

0 5 10 15

Probabilidad de disparo no ejecutado [%]

——

——

–E

scen

ario

A4

-63

2—

——

——

632632

671671684684611611

652652 670670

692692 675675

645645646646 633633

0 0.5 1 1.5 2 2.5

Probabilidad de falso disparo [%] ——

——

–E

scen

ario

A4

-67

1—

——

——

632632

671671684684611611

652652 670670

692692 675675

645645646646 633633

0 2 4 6 8

Probabilidad de falso disparo [%]

Hol

aa

todoooos

——

——

——

——

–

LIF 0.004 0.016 0.063 0.2512 HIF

Impedancia de falla [p.u.]

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Pro

babili

dad d

e o

curr

encia

No ejecutado

No ejec. (Temp)

Falso

Falso (Temp)

Adelantado

Hol

aa

todoooos

——

——

——

——

–

LIF 0.004 0.016 0.063 0.2512 HIF


0%

20%

40%

60%

80%

100%

Pro

babili

dad d

e o

curr

encia

No ejecutado

No ejec. (Temp)

Falso

Falso (Temp)

Adelantado

Figura 4-4.: Disparos bajo el escenario A4-632 (Izquierda) y el escenario A4-671 (Derecha).


incorrecto. Ası, se ilustra que de todas las fallas en el nodo 632, un 12 % produce un disparo

no ejecutado, tal como en el nodo 671 el porcentaje es 5 %.

En el caso de la probabilidad de falso disparo, observamos que en el escenario A4-632 un

2.5 % de las fallas produce dicha reaccion; mientras que para el escenario A4-671, ninguna

de las fallas simuladas arrojo como resultado un falso disparo.

Ademas, si se desea saber cual fue la falla que produjo la reaccion, el grafico de probabilidad

de ocurrencia contra impedancia de falla provee la informacion de cuales fueron los valores

que provocaron la reaccion. En ambos escenarios de la Figura 4-4, se observa que los disparos

incorrectos se efectuaron en valores cercanos a las HIFs. El eje esta definido por unidad,

utilizando como valor base la impedancia de corriente de disparo para ası ubicar todas las

fallas sin importar el nodo donde esta ocurrio (Las HIFs son diferentes en cada nodo). De

esta manera, para ambos escenarios se observa que si ocurren fallas con impedancia menor

o igual al 0.2512 de la HIF, no habra ningun tipo de disparo incorrecto.

Como detalle adicional, las barras tambien discriminan en cuales fallas, permanentes o tem-

porales, hay mas posibilidad de ocurrencia. Dichas barras muestran, en promedio, cuantos

disparos incorrectos sucedieron en la red bajo determinada impedancia de falla. No se incluye

el ıtem de disparo adelantado para fallas temporales puesto que dichas fallas se extinguen a

la primera apertura del circuito, haciendo que en el esquema de proteccion solo se considere

una accion de apertura para mitigarlas (No puede haber un disparo adelantado a otro si solo

hay un disparo).

4.2.3. Analisis de resultados

Ahora, con la aclaracion de los graficos para ilustrar los resultados de cada escenario, se

procede a mostrar en la Figura 4-5 los demas escenarios de penetracion 100 % con 1 nodo,

ubicando una DER en el nodo 692 y otra en el nodo 675, respectivamente.

Se observa que los escenarios con una DER en nodos mas externos, tienden a tener muchos

mas disparos incorrectos, en general. La probabilidad de disparos no ejecutados se extiende

a los nodos con DG con un valor de 15 %, aproximadamente. Los falsos disparos ocurren

generalmente alrededor de las DERs, incluyendo tambien todo el recorrido aguas arriba

hasta el alimentador, llegando a un 60 % de probabilidad.

Estos escenarios tienen desventajas muy grandes con sus anteriores, en mayor parte porque

los disparos incorrectos pueden suceder ante cualquier falla, sin importar su impedancia. Se

considera que la DER afecta la coordinacion de todas las protecciones aguas arriba, por lo

cual los nodos mas cercanos al alimentador son lugares mas adecuados para ubicar la DG.

En adicion, se afirma que los disparos no ejecutados ocupan el lugar de los falsos disparos

en impedancias altas. Se puede dar sustento a esta hipotesis apreciando que los nodos que

cubren ambos mapas de calor son, en general, los mismos.

Cubierto el analisis de escenarios con presencia de DG en 1 nodo, procedemos a apreciar los

escenarios B4-ext y B4-int en la Figura 4-6, los cuales cada uno tienen 4 nodos con DERs y


——

——

——

——

—-

Hi

632632

671671684684611611

652652 670670

692692 675675

645645646646 633633

671 692

0 5 10 15


——

——

——

—-

Hi

632632

671671684684611611

652652 670670

692692 675675

645645646646 633633

671 692 675

0 5 10 15


——

——

–E

scen

ario

A4

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——

——

632632

671671684684611611

652652 670670

692692 675675

645645646646 633633

0 20 40 60


——

–E

scen

ario

A4

-67

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——

——

632632

671671684684611611

652652 670670

692692 675675

645645646646 633633

0 20 40 60


Hol

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——

——

——

——

–

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20%

40%

60%

80%

100%

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dad d

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No ejecutado

No ejec. (Temp)

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Falso (Temp)

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Hol

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——

——

——

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LIF 0.004 0.016 0.063 0.2512 HIF


0%

20%

40%

60%

80%

100%

Pro

babili

dad d

e o

curr

encia

No ejecutado

No ejec. (Temp)

Falso

Falso (Temp)

Adelantado

Figura 4-5.: Disparos bajo el escenario A4-692 (Izquierda) y el escenario A4-675 (Derecha).

4.2 Metodo por discriminacion de operaciones 55—

——

——

——

——

-H

i

632632

671671684684611611

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692692 675675

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670

684

0 2 4 6 8 10 12


——

——

——

—-

Hi

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

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B4

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——

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632632

671671684684611611

652652 670670

692692 675675

645645646646 633633

0 20 40 60


——

–E

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ario

B4

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——

——

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671684611

652 670

692 675

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0 20 40 60


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No ejecutado

No ejec. (Temp)

Falso

Falso (Temp)

Adelantado

Figura 4-6.: Disparos bajo el escenario B4-ext (Izquierda) y el escenario B4-ext (Derecha).


una penetracion del 100 %.

Teniendo en cuenta que solo varıan en la localizacion de sus DERs, es presentado un compor-

tamiento muy diferente en cada uno de los escenarios. Por ejemplo, en relacion a disparos no

ejecutados, el escenario con DG en nodos externos tiene valores de probabilidad diferentes a

cero en casi todos sus nodos, mientras que con DG en los nodos internos, se tiene una con-

centracion en los nodos 632 y 671, aunque con un valor mucho mas grande al otro escenario

(20 %).

En cuanto a probabilidad de falsos disparos, el escenario B4-ext tambien presenta desventaja,

puesto que en casi todos los nodos internos presenta un 60 % de posibilidad de disparos

incorrectos. El escenario B4-int tiene alta probabilidad en algunos de sus nodos, pero en

promedio no es tan grande como el otro caso. Esto se aprecia facilmente en la grafica de

impedancia, tanto como para fallas permanentes como fallas temporales, incluyendo ademas

que la suma de algunos valores de disparo incorrecto llega casi al 100 %.

Continuando con la comparacion entre escenarios de DG, en la Figura 4-7 se muestran

los escenarios C4 y D4, los cuales cuentan con 7 nodos y 11 DERs, respectivamente. Se

implementa una penetracion del 100 % puesto que es donde mas se acentuan las reacciones

estudiadas.

En la Figura 4-7 se aprecia como los escenarios con mayor dispersion tienden a involucrar

casi a todos nodos de la red a tener probabilidad de disparos incorrectos, aunque con una

menor probabilidad de disparos no ejecutados. De manera contraria, la probabilidad de

falsos disparos es mucho mas grande que en otros escenarios, llegando a un 85 % en 9 nodos

del escenario C4. En adicion, cuando las fallas pasan a ser HIFs, los falsos disparos son

reemplazados por disparos no ejecutados, excepto en los falsos disparos del escenario C4.

Mientras, en el escenario D4 se alcanza un 100 % de probabilidad de disparo no ejecutado

para la impedancia mas alta. Esto da a entender que si ocurre una HIF en cualquiera de

los nodos, sea una falla trifasica o monofasica, permanente o temporal; ningun disparo se va

a ejecutar. Dicho comportamiento se atribuye a que los flujos de corriente se nivelan unos

entre otros cuando a todos los nodos se les implementa DG, evitando que haya algun disparo

si la falla no posee una impedancia baja.

Realizando una comparacion entre todos los escenarios vistos, se observa que el menor ni-

vel de dispersion (1 nodo) en la DG tiene la menor cantidad de disparos incorrectos. Un

complemento al analisis es el de observar como cambian las reacciones en cada escenario

bajo diferentes niveles de penetracion. En la Figura 4-8, se ilustra una comparacion de los

escenarios en diferentes niveles de penetracion y de dispersion. Notese que se escoge para el

nivel de dispersion A la localizacion 632, dado que es la localizacion donde menos disparos

incorrectos se detectaron. El mismo criterio aplica para el nivel de dispersion B, donde las

locaciones las DERs son los nodos internos.

Como se aprecia en los mapas de calor, se presenta una tendencia general al aumen-

to de los disparos incorrectos cuando el nivel de dispersion es mayor, pero hay

casos especiales donde esto no ocurre. Por ejemplo, en disparos no ejecutados con nivel de

4.2 Metodo por discriminacion de operaciones 57—

——

——

——

——

-H

i

632

671684611

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——

——

——

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——

—–

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——

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——

—–

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——

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0 20 40 60


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——

——

——

——

–

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40%

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100%

Pro

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No ejec. (Temp)

Falso

Falso (Temp)

Adelantado

Figura 4-7.: Disparos bajo el escenario C4 (Izquierda) y el escenario D4 (Derecha).


A-632 (1 nodo) B-int (4 nodos) C (7 nodos) D (11 nodos)

Nivel de dispersión

1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

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1 (12.5%)

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3 (50%)

4 (100%)

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isp

aro

[%

]

Figura 4-8.: Comparacion de probabilidades de disparo no ejecutado y falso disparo paradistintos escenarios de DG.

penetracion 100 %, la probabilidad es mayor el nivel B, pero la del el nivel C es la misma

que la del nivel A. De igual manera, para otros niveles de penetracion, la primera premisa

sı se respeta; ademas que el valor del gradiente para el nivel de dispersion aumenta cuando

la penetracion es mayor.

En el caso de los falsos disparos, el valor del gradiente es similar cuando aumenta el nivel de

dispersion; pero se ve un marcado incremento de probabilidad cuando se trata del escenario

C4. Basandose en la grafica de disparos no ejecutados, se aprecia que el hueco del escenario

C4 coincide con el incremento antes visto. Esto puesto que, como se analizo a partir de la

Figura 4-7, los falsos disparos no cambian a disparos no ejecutados cuando se simulan fallas

temporales.

A partir del analisis del escenario C4, surge la inquietud acerca de cual de las reacciones

es preferible. Mientras que los falsos disparos conllevan a un problema de continuidad para

usuarios cuya falla en la red no los deberıa afectar, los disparos no ejecutados se interpre-

4.3 Metodo por afectacion de indicadores de confiabilidad 59

tan como la nula accion del esquema de protecciones ante un elemento de falla. Segun las

caracterısticas de los sistemas de proteccion, tratadas en el Capıtulo 2, la confiabilidad debe

primar ante la selectividad puesto que la seguridad de los sistemas de distribucion electrica

debe asegurarse en todo momento. Ası, no importa que se suspenda el servicio a mas usuarios

de los que se deberıa, siempre que la falla sea correctamente aislada. Por tanto, si se debe

elegir entre escenarios de DG, debe buscarse la menor cantidad de disparos no ejecutados

posibles o buscar metodos para solucionarlos.

4.3. Metodo por afectacion de indicadores de

confiabilidad

En esta seccion se presenta el metodo descrito en [2], el cual utiliza indicadores de confia-

bilidad como potencia no atendida (UP) y energıa no suministrada (ENS) para valorar la

afectacion de la DG en la calidad la energıa despues de la ocurrencia de una falla. Como

primer paso, se inicia con la definicion de la metodologıa.

4.3.1. Definicion

El metodo de por discriminacion de operaciones se enfoca en determinar la reaccion de las

protecciones con relacion a su coordinacion inicial. De esta se puede obtener una valoracion

cualitativa de una secuencia de disparos ante una falla, lo cual funciona para comparar si la

inclusion de cualquier escenario de DG tiene un efecto negativo en el esquema de protecciones.

De manera contraria, el metodo que se detallara en esta seccion busca obtener una valoracion

cuantitativa de la forma como operan las protecciones, mas especıficamente del estado de la

red despues de la secuencia de disparos. Ası, este metodo puede ser considerado una extension

del metodo anterior, dado que valora el estado de la red cuando una falla se ha extinguido

y en el proceso se han podido disparar otras protecciones ajenas a la coordinacion (Falso

disparo). Un ejemplo se observa en la Figura 4-9, donde se enuncian las acciones del esquema

para aislar un falla permanente de baja impedancia en el nodo 684, bajo el escenario B4-ext.

Segun la coordinacion de protecciones, detallada en el Capıtulo 2, para fallas permanentes

en el nodo 684 el reconectador 684 debe abrir la lınea 2 veces con disparos rapidos y luego

1 vez con un disparo retrasado para luego bloquearse estableciendo una posicion abierta.

Como se aprecia, bajo el escenario B4-ext ademas de aplicarse los disparos establecidos en el

esquema, actuan en adicion los fusibles 646 y 611. Esto ocurre porque los flujos de corriente

cambian su sentido bajo la inclusion de DG, mas aun cuando hay una falla de impedancia

baja.

Ademas de constituirse un caso claro de falso disparo, se debe tener en cuenta se interrumpe

el servicio para los usuarios del nodo 646 y, naturalmente, todos usuarios del nodo 684 aguas

abajo. Dada la localizacion de la falla, de igual manera a los usuarios del alimentador 684 se


Figura 4-9.: Acciones ante una falla en el nodo 684, bajo el escenario B4-ext (4 nodos,100 % de penetracion).

les tendrıa que suspender su servicio; caso diferente para los del nodo 646. Ası, se genera un

incremento en la potencia no atendida (UP) en la red de de distribucion que sin inclusion

de DG no ocurrirıa. Dicho problema es el primer indicador que se obtiene al aplicar esta

metodologıa. Para calcular el incremento de la UP, solo debe compararse con el valor de

dicho indicador bajo el caso base; dado que, de cualquier manera, las fallas permanentes

ocasionaran una suspension del servicio que abarca cierta cantidad de usuarios dependiendo

de su localizacion. En la Tabla 4-1 se pueden observar los valores de UP para el caso base,

tanto para fallas permanentes como para temporales.

Notese que hay algunas fallas temporales que ocasionan una suspension del servicio y otras

que no. Este tipo de fallas tienen la singularidad de ser removidas cuando el arco electrico es

extinguido por medio del cese de suministro de energıa. Dichos ceses son lo suficientemente

cortos para que no sean considerados en los ındices de continuidad. Ası, cuando la falla

esta en la zona de proteccion de un rele o de un reconectador, se puede aislar sin necesidad

de dejar de suplir el servicio. Las fallas que implican potencia no atendida es porque su

proteccion esta a cargo de un fusible.

Retomando el ejemplo de la Figura 4-9, para restablecer el servicio de la red completamente

no es suficiente con reiniciar el reconectador 684, sino tambien es necesario cambiar los

fusibles 611 y 646. Aunque el hecho que el fusible 611 se hubiera fundido no tuvo efecto en

el incremento de la UP, el tiempo de restablecimiento sı se incrementa puesto que involucra

mas acciones que realizar por parte del operador de red. Ası, en contraste con el indicador de

UP, un indicador de Energıa No Suministrada (ENS) considera todos los disparos incorrectos

y el tiempo para solucionarlos, al igual del tiempo de remocion de la falla.


Tabla 4-1.: Valores de potencia no atendida (UP) y Energıa No Suministrada (ENS)para fallas en la red de caso base.

Ubicacion de ti Fallas permanentes Fallas temporales

la falla [horas] UP [kW] ENS [kWh] UP [kW] ENS [kWh]

Nodo 632 0.5 3471 5206 0 0

Nodo 671 1 2670 5340 0 0

Nodo 684 1.5 300 750 0 0

Nodo 611 2 171 513 0 0

Nodo 652 2 129 387 0 0

Nodo 680 1.5 201 502 201 503

Nodo 692 1.5 1014 2535 0 0

Nodo 675 2 843 2529 0 0

Nodo 645 1 402 804 402 804

Nodo 646 1.5 231 578 231 578

Nodo 633 1 399 798 399 798

Promedio - 893 1813 113 245

Para el calculo del indicador ENS, se debe utilizar indicador UP junto con la sumatoria de

diferentes tiempos, como se observa en la Ecuacion (4-3).

ENS = UP

(n∑

i=1

ti + trf

)(4-3)

donde:

ti : tiempo de reinicio del rele/reconectador o del cambio del fusible.

trf : tiempo de remocion del elemento de falla.

n : numero de dispositivos disparados.

Un ejemplo del calculo de este indicador se muestra en la Tabla 4-1, donde se consignan

valores de ti de acuerdo a la localizacion de los dispositivos de proteccion. Estos valores,

junto con el tiempo de remocion de falla (1 hora), se usaran para todas las simulaciones

realizadas en este estudio con el animo de poder comparar los valores de ENS bajo los

mismo parametros de tiempo.

En la Tabla 4-1 tambien se incluyen los valores promedio de cada indicador. Estos datos

pueden ser interpretados como la estimacion de valor de cada ındice cuando una falla ocurre

en cualquier ubicacion de la red; y seran utilizados para la comparacion entre diferentes

escenarios de inclusion de DG.


4.3.2. Aplicacion

Para iniciar con la implementacion de la metodologıa, notese en la Figura 4-9, que la res-

puesta del esquema depende de gran manera de las caracterısticas de la falla. Si dicha falla

hubiera sido una HIF, el fusible 646 no hubiera actuado puesto que esta electricamente lejano

a la falla. Por este motivo, es necesario realizar tambien un analisis Monte Carlo para esta

metodologıa, incluyendo fallas con diferentes caracterısticas con fin de apreciar toda la gama

de reacciones que se generan.

De esta manera, se aprecia en la Figura 4-10 mapas de calor y graficos de barras de los

indicadores de confiabilidad bajo el escenario B4-ext, de igual manera que se utilizaban en

la metodologıa anterior. Notese que las graficas incluyen la valoracion discriminando el nodo

donde ocurre la falla y la valoracion por la impedancia de la falla.

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0.05 0.1 0.15 0.2 0.25

Cambio en la potencia no atendida [MW]

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

2 3 4 5 6 7 8

Cambio en la energía no suministrada [MWh]

LIF 0.004 0.016 0.063 0.2512 HIF


0

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F. permanentes F. temporales

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o s

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trada [M

Wh]


Figura 4-10.: Indicadores de confiabilidad bajo el escenario B4-ext.

Para los mapas de calor se presenta el cambio en los indicadores de confiabilidad. Es decir,


las iso-lıneas denotan cuantos megavatios o cuantos megavatioshora de mas tiene que asumir

la red, cuando ocurre una falla en determinado nodo. Si no hay un incremento en la UP o la

ENS, no se incluye al nodo dentro de las iso-lıneas. El cambio en los indicadores siempre sera

positivo puesto que los incrementos se miden en base al caso sin DG, donde la coordinacion

del esquema funciona correctamente y no hay falsos disparos.

En los graficos de barras, se muestra cuales valores de impedancia de falla son donde ocurre

un incremento de los indicadores. Dicho incremento es el promedio de los indicadores en cada

nodo. Ası, para la Figura 4-10 en el grafico de barras de cambio de ENS, se observa en que

las fallas permanentes en impedancias bajas generan un cambio entre 4 y 5 MWh; luego los

falsos disparos disminuyen con HIFs. Para las fallas temporales, hay un cambio equiparable

al de las fallas permanentes en incremento de UP, aunque solo tiene un incremento de 1

MWh en ENS.

Analizando los resultados del escenario B4-ext, es necesario resaltar el nodo 692, donde las

fallas tienen mayor impacto en UP. Como se habıa visto antes, los nodos cuyo dispositivo

protector es un reconectador tienden a tener mas problemas que otros nodos. Esto puesto

que el disparo retrasado del reconectador da un espacio de tiempo para que los fusibles de

otros lugares con DG actuen. Por este motivo, cualquier falla en este punto ocasiona una

serie de falsos disparos. Dicho argumento se confirma al apreciar que bajo fallas cercanas a

las HIFs, no hay un cambio marcado en lo que al indicador de potencia se refiere.

Con respecto al cambio de ENS, los nodos 632 y 671 tienden a tener un cambio de 8 MWh,

aunque en potencia no tengan un cambio muy abrupto. Este comportamiento puede expli-

carse debido a que son los nodos donde las fallas hacen que la mayorıa de usuarios deban

desconectarse del alimentador principal, ademas que su impedancia es baja generan varios

falsos disparos cuando se tiene DG. En el indicador de UP no se nota un cambio, por-

que de igual manera la mayorıa de usuarios se desconectan sin notar que las protecciones

locales se dispararon. Sin embargo, en ENS hay un cambio significativo en el tiempo de

reinicio/reemplazo de dichos dispositivos que tuvieron falsos disparos.

4.3.3. Analisis de resultados

Con el objetivo de comparar la respuesta de los distintos escenarios, se procede a realizar

los graficos presentados en la Figura 4-11. De los escenarios con el nivel de dispersion A,

se escogen aquellos cuya DER se encuentra en el nodo 632 debido a que presentan el mejor

comportamiento (no se incrementan la UP ni la ENS). De manera similar, para el nivel de

dispersion B (4 nodos), la mejor alternativa es usar el escenario donde los nodos se ubican

en los nodos internos.

El indicador de UP refleja que solo los escenarios del nivel de dispersion C y el D4 tienen,

en promedio, un incremento. Ası, cualquier otro escenario no tiene problemas en cuanto a

un aumento de potencia sin ser atendida. Esto se explica observando la Figura 4-4, donde

se muestra que las reacciones para el nivel de dispersion A, son generalmente disparos no




1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

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el de p

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W]



1 (12.5%)

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[M

Wh

]

Figura 4-11.: Comparacion de indicadores de calidad de la energıa para distintos escenariosde DG.

ejecutados. Ya que dicho tipo de disparo incorrecto no se tiene en cuenta para este analisis,

es natural que no haya ningun cambio en los indicadores evaluados.

Mientras, el indicador de ENS denota una distincion entre los niveles de dispersion tenien-

do como orden ascendente el nivel A, el nivel B, el nivel D y, finalmente, el nivel C. En

concordancia, el escenario C4 es el que presenta mayor ENS y UP. La UP no aumenta

significativamente (0.8 MW), pero la ENS llega a tener 25 MWh, casi 14 veces mas que el

promedio en el caso base. Para detallar lo que ocurre en este escenario, procedemos a ilustrar

los resultados unicamente para el escenario C4, en la Figura 4-12.

Enfocandose en el cambio de UP, se aprecia que el indicador recae en general sobre las fallas

en el nodo 684 y el nodo 692. El valor del nodo 684, 0.6 MW, advierte que las fallas en dicho

nodo generan la desconexion de otros alimentadores de la red. Esto se explica dado que todos

los ramales tienen DERs ubicadas en sus extremos, generando un flujo de corriente inverso

que procede al disparo de los dispositivos allı ubicados. Ademas, dicho comportamiento

coincide de manera clara con los resultados vistos en la Figura 4-8; donde se observa que,


632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6


632

671684611

652 670

692 675

645646 633

2 4 6 8


LIF 0.004 0.016 0.063 0.2512 HIF


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LIF 0.004 0.016 0.063 0.2512 HIF


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[M

Wh

]


Figura 4-12.: Indicadores de confiabilidad bajo el escenario C4.

efectivamente, el escenario C4 es el que tiene la mayor probabilidad de falsos disparos. En

cuanto a la ENS, el aumento de 9 MWh denota que efectivamente varios dispositivos efectuan

disparos incorrectos cuando hay una falla en el nodo 684. El caso es similar con las fallas en

el nodo 632. De esta manera, la suma de los tiempos de reinicio/cambio de dispositivos se

hace muy elevada.

En cuanto a impedancia de las fallas, predomina el comportamiento de que, entre menor sea

dicha impedancia, mayor sera el valor de los indicadores. La fallas temporales tienen una

incidencia mınima en el indicador de cambio de UP, mientras que las fallas permanentes

afectan de mayor manera los valores de los indicadores.

66 Referencias

Conclusiones

Las aplicacion de las metodologıas presentadas dan un marco de referencia en la planea-

cion de la inclusion de DG. Principalmente, se debe evitar los disparos no ejecutados.

Despues, con la verificacion mediante indicadores de confiabilidad, se pueden valorar

las consecuencias de los falsos disparos y los disparos adelantados.

El cambio en la operacion de los dispositivos de proteccion esta ligado a los niveles

de penetracion y dispersion, pero la localizacion es otro factor a tomar en cuenta. La

presencia de DER afecta la coordinacion de todas las protecciones aguas arriba de la

red, por lo cual los nodos mas cercanos al alimentador son lugares mas adecuados para

ubicar la generacion con alto nivel de penetracion.

Un nivel bajo de penetracion de la DG previene que los dispositivos de proteccion

pierdan sensibilidad en la deteccion de HIFs. Incrementando el nivel de penetracion, el

esquema solo puede detectar fallas de menor impedancia, incrementando los disparos

no ejecutados.

Un analisis detallado de cada escenario puede senalar secciones en la red predispuestas

a perdidas de sensibilidad o dispuestas a presentar LOCs. Dependiendo del valor de

las impedancias de secuencia en cada nodo, la corriente de falla puede tener un cambio

mayor o menor en funcion de la impedancia de la falla.

En adicion a la ubicacion de la generacion, uno de los puntos mas crıticos para ubi-

car una DER es cerca a un reconectador. Los indicadores de confiabilidad tienen un

aumento considerable dado que la DG puede ocasionar LOCs.

Cuando ocurren fallas temporales, los indicadores de confiabilidad aumentan bajo la

condicion que el flujo de corriente se hace muy pequeno debido a DERs aguas abajo

de la falla. Ası, el dispositivo protector de sobrecorriente no se activa, dando espacio a

que otros dispositivos si actuen.

Referencias

[1] G. Julian Valbuena y A. Pavas, “Assessment of DG Effect on a Protection Scheme

considering High Impedance Faults”, en 2019 IEEE Workshop on Power Electronics

and Power Quality Applications (PEPQA), mayo de 2019, pags. 1-6. doi: 10.1109/

PEPQA.2019.8851563.

[2] J. Valbuena G y A. Pavas, “Loss of Coordination in a Protection Scheme due to DG

assessed by means of Reliability Analysis”, en 2019 IEEE Milan PowerTech, 2019,

pags. 1-6. doi: 10.1109/PTC.2019.8810984.

http://dx.doi.org/10.1109/PEPQA.2019.8851563

http://dx.doi.org/10.1109/PEPQA.2019.8851563


Referencias 67



[4] A. P. Kujur y T. Biswal, “Detection of high impedance fault in distribution system

considering distributed generation”, en 2017 International Conference on Innovative

Mechanisms for Industry Applications (ICIMIA), feb. de 2017, pags. 406-410. doi:

10.1109/ICIMIA.2017.7975646.

[5] E. Sorrentino y N. Gupta, “Summary of useful concepts about the coordination of

directional overcurrent protections”, CSEE Journal of Power and Energy Systems,

vol. 5, n.o 3, pags. 382-390, 2019. doi: 10.17775/CSEEJPES.2018.01220.

[6] T. M. Lai, L. A. Snider y E. Lo, “Wavelet transform based relay algorithm for the

detection of stochastic high impedance faults”, Electric Power Systems Research, vol.

76, n.o 8, pags. 626-633, 2006, issn: 0378-7796. doi: https://doi.org/10.1016/j.

epsr.2005.12.021. direccion: http://www.sciencedirect.com/science/article/

pii/S0378779605002816.

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generation influences in overcurrent protection”, en 2017 IEEE Manchester PowerTech,

2017, pags. 1-6. doi: 10.1109/PTC.2017.7980847.

http://dx.doi.org/10.1109/ICIMIA.2017.7975646

http://dx.doi.org/10.17775/CSEEJPES.2018.01220

http://dx.doi.org/https://doi.org/10.1016/j.epsr.2005.12.021

http://dx.doi.org/https://doi.org/10.1016/j.epsr.2005.12.021

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0378779605002816

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0378779605002816


5. Mitigacion de los efectos de la

generacion distribuida

Resumen

En este capıtulo se presentan estrategias para la mitigacion de los efectos inde-

seados producidos por la generacion distribuida. Dichas estrategias abarcan desde

el reajuste de las configuraciones de la proteccion hasta el cambio de algunos de

dispositivos por otros con diferente filosofıa de proteccion.

En primer lugar, la modificacion de los ajustes lleva a evitar algunos de los disparos

no deseados en los escenarios con niveles mas bajos de dispersion. Ası, entre mas

DERs, menos efectivo es el reajuste.

Como la siguiente estrategia, se procede a incluir seccionalizadores en el esquema

en vez de fusibles. Se percibe en los nodos con seccionalizadores una disminucion

de la probabilidad de falsos disparos.

Finalmente, se realiza la inclusion de reles de impedancia en vez de los reles de

sobrecorriente. Se observa como los disparos no ejecutados se reducen puesto que

los reles de distancia cuentan con una menor susceptibilidad a los cambios de flujo

de corriente, como los producidos por la implementacion de DG.

Introduccion

En el Capıtulo 4 se propusieron 2 metodologıas para el analisis del efecto de la DG sobre una

red de distribucion que, aplicadas al esquema de proteccion del caso base, arrojaron distintos

resultados. Ası, para cada escenario de DG se obtuvo una diferente respuesta, dependien-

do la ubicacion de las DERs y los niveles de penetracion y dispersion. Dado el analisis de

cuales son los escenarios con peor desempeno, se puede llevar a cabo una planificacion que

considere la manera de inclusion que menos requiera implementar cambios en el esquema

de proteccion. Dicha planificacion tendrıa que considerar los cambios necesarios para asegu-

rar la confiabilidad y la seguridad de la red, entre otras caracterısticas de los sistemas de

protecciones.

Sin embargo, existe una dificultad muy grande para dar soluciones que satisfagan todos los

5.1 Ajuste del intervalo de activacion 69

casos de redes donde se quieran implementar DG. Cada red de distribucion es unica, con

diferentes caracterısticas de lıneas, cargas, transformadores y hasta el numero de nodos de

conexion. La solucion a una red puede que solo se aplique a esta misma, teniendo que hacer

cambio en los ajustes de los dispositivos o incluyendo otras protecciones dentro de la red.

En algunos casos, no se podra dar una solucion completa a los efectos de la generacion sin

cambiar la arquitectura del esquema, es decir, recurrir a dispositivos que se comuniquen

entre si. Ası, se estarıa dando un paso a un paradigma mas moderno en la distribucion de

la electricidad con una mayor interaccion e inteligencia por parte de los usuarios de la red:

Las microrredes.

De esta manera, en este capıtulo se presentaran distintas recomendaciones/estrategias a

seguir ante los efectos de la implementacion de DG. Dichas recomendaciones pueden mitigar

o no los efectos indeseados, dependiendo del caso y de las condiciones donde se aplique, pero

se presentan y valoran con el animo de que el lector pueda realizar una analogıa con otras

redes de distribucion, sabiendo que puede aplicar los ejemplos exitosos de mitigacion. La

efectividad de las estrategias se medira bajo un mismo marco de referencia, naturalmente,

mediante el uso de las metodologıas del Capıtulo 4. Las estrategias parten desde cambios

en los ajustes de los dispositivos de proteccion hasta la inclusion de otros dispositivos con

distintos principios de proteccion.

5.1. Ajuste del intervalo de activacion

En la valoracion realizada en el Capıtulo 4, los graficos de probabilidad de ocurrencia de

disparos incorrectos contra impedancia de falla denotan que la mayorıa de disparos no ejecu-

tados suceden en impedancias cercanas a las de las HIFs. Esto sucede por los cambios en el

flujo de corriente por accion de DERs ubicadas aguas abajo de la protecciones, ocasionando

una disminucion de la corriente de falla a un valor menor al de activacion de la proteccion de

sobrecorriente. Ası, el dispositivo no puede detectar que hay una falla porque su sensibilidad

no es la suficiente, y ası la falla no se extingue.

La solucion a este problema resulta bastante sencilla, como se observa en la Figura 5-1 para la

coordinacion detallada en el Capitulo 2. Expandiendo el intervalo de activacion hacia valores

menores de corriente, se puede asegurar que el dispositivo actue para las sobrecorrientes que

no son detectadas con la coordinacion del caso base. En el caso de los fusibles, para tener un

valor de activacion mas pequeno se deben reemplazar dichos dispositivos por la referencia

que cubra el valor de sobrecorriente para una HIF. En el caso de los reles y reconectadores,

basta con cambiar los valores de ajuste de sobrecorriente.

Notese que ambas curvas se desplazaron hacia un valor de una referencia menor, con el

objetivo que ambas sean mas sensibles a las sobrecorrientes de las HIFs. La limitacion con

la que se cuenta es la de no acercarse a las corrientes nominales. En el Capıtulo 2 se detallo

una regla de diseno, la cual puede usarse como referente para saber hasta que punto puede

usarse esta estrategia.

70 5 Mitigacion de los efectos de la generacion distribuida

102 103

Corriente [A]

10-2

100

102

Tie

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o [

se

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Curvas F646 (50T) anteriores

Curvas F645 (100T) anteriores

Curvas F646 (40T) nuevas

Curvas F645 (80T) nuevas

Intervalo de coord. anterior

Intervalo de coord. nuevo

Figura 5-1.: Nueva coordinacion del fusible 646 y del fusible 645.

En adicion, tambien se extiende el intervalo de activacion por el extremo del valor maximo.

Sucede que si hay DERs con alto nivel de penetracion aguas arriba de las protecciones, la

corriente de corto circuito (Maxima corriente) puede aumentar, haciendo que la coordinacion

no se mantenga. Ası, la coordinacion de los fusibles no tiende a verse afectada si estos se

coordinan para corrientes de falla aumentadas, es decir, la curva de operacion del fusible

646 se mantiene menor a la curva de fusion del fusible 645 cumpliendo lo estipulado en la

Ecuacion (2-1). Si el incremento es sustancial, tanto que el rango de coordinacion excede la

extension de las curvas de los fusibles, entonces los fusibles no podran coordinarse [1].

De igual manera, los reles y reconectadores pueden ajustarse para cumplir la coordinacion

en corrientes altas, cumpliendo las relaciones del Capıtulo 2. La regla que siempre se cumple,

es que el intervalo de coordinacion no puede disminuirse o tener lımites de menor magnitud

a los que se tenıan en la coordinacion para el caso base. Dado la naturaleza intermitente de

las DERs, en algunos momentos puede que la generacion se vea disminuida o sea nula, por

lo cual las protecciones deben estar en capacidad de responder a fallas de igual manera que

se realiza en el caso base.

Un ejemplo de disparos no ejecutados que pueden ser evitados con el ajuste de la corriente

de activacion de un rele, son los vistos en la Figura 5-2. Estos graficos de probabilidad de

disparo corresponden a los escenarios de DG A4-632 (1 DER en el nodo 632 y penetracion

del 100 %) y A4-671 (1 DER en el nodo 671 y penetracion del 100 %).

Para el ajuste fueron necesarias las mediciones de las corrientes de las lıneas 632 y 671 cuando

ocurren los disparos no ejecutados. Ası, el ajuste de los reles 632 y 671 se realiza para que la

corriente de activacion sea menor a las corrientes de falla con las HIFs, teniendo en cuenta

no disminuir mas alla de la corriente nominal.

Por otra parte, cuando una DER se ubica en medio de una zona de coordinacion (Por ejemplo

la del fusible 645 y el fusible 646), los conceptos vistos ya no son validos. Esto puesto que

5.1 Ajuste del intervalo de activacion 71bas

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——

——

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632632

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632

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684

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1


Figura 5-2.: Disparos no ejecutados con coordinacion del caso base (Izquierda) y con coor-dinacion ajustada (Derecha), para los escenarios A4-632 y A4-671.

el flujo de corrientes dependera de si la falla se efectua aguas arriba o aguas abajo de las

protecciones. De esta manera, no se pueden modificar los ajustes para coordinar este tipo

de configuraciones [2].

Particularmente, un alto nivel de dispersion imposibilita dicha estrategia de mitigacion dada

la cantidad de posibilidades de flujo de corriente con muchas DERs adyacentes. Eviden-

temente, los casos para aplicar esta estrategia son limitados. Ahora, de manera contraria

al ajuste del intervalo de coordinacion, a continuacion se presenta la implementacion en el

esquema de proteccion de dos dispositivos de proteccion con principios de funcionamiento

diferentes a los usados hasta ahora.


5.2. Inclusion de seccionalizadores

Los seccionalizadores son utilizados junto con reconectadores para evitar la interrupcion del

servicio electrico cuando ocurren fallas temporales, como se explico de manera detallada

en el Capıtulo 2. En terminos practicos, cumplen la misma funcion que los fusibles en la

combinacion reconectador-fusible, a excepcion que su operacion depende completamente de

que el reconectador funcione correctamente. Ası, bajo una falla permanente, si los disparos

rapidos del reconectador se realizan de manera adecuada, el seccionalizador se bloquea en

posicion abierta cuando el reconectador opera con un disparo retrasado.

Por otra parte, la virtud de este dispositivo radica en que su funcionamiento no esta ligado a

una caracterıstica de tiempo contra corriente (TCC). Por este motivo, el seccionalizador es

tomado en cuenta para analizar su funcionamiento bajo los escenarios DG planteados. Como

se discutio en el Capıtulo 3, algunos falsos disparos suceden por la perdida de coordinacion

entre el dispositivo protector y el dispositivo de respaldo, siendo la superposicion de las TCCs

la responsable de esto. Ya que el principio de operacion del seccionalizador es distinto, se

desea apreciar el desempeno de este dispositivo ante la integracion de DG.

5.2.1. Analisis por discriminacion de operaciones

Para iniciar el analisis, se sustituyen los fusibles de las lıneas 611, 652 y 675 con seccionaliza-

dores. Notese que dichos cambios responden justamente a que los dispositivos de respaldo de

esas lıneas son reconectadores. El resultado general para cada escenario de implementacion

de DG, en terminos de disparos incorrectos, se ilustra en las graficas de la Figura 5-3.

Realizando una comparacion con los graficos de la Figura 4-8, se puede apreciar que el

cambio mas notorio se efectua en la probabilidad de falsos disparos. En el escenario C4 se

disminuye de un valor de 75 % a un 55 %, comportamiento que se generaliza para todo el

nivel de dispersion C, cuyos escenarios ahora tienen probabilidad mas baja que los del nivel

de dispersion D. Ası, mientras que los falsos disparos no decrecieron para los otros niveles

de dispersion, si lo hicieron para la dispersion de 7 nodos.

Por otra parte, la probabilidad de disparos ejecutados fue modificada levemente, disminuyen-

do para el escenario B4-int y aumentando para el escenario C4. Dicho aumento responde a la

disminucion de falsos disparos de dicho escenario, asumiendo que cambiaron de proporcion

entre estos.

Para detallar con mayor detenimiento el cambio del escenario C4, se procede a ilustrar en la

Figura 5-4 su comportamiento en comparacion con el visto en el esquema del caso base.

En la comparacion de esquemas del escenario C4, se puede apreciar como la probabilidad

de disparo no ejecutado aumenta al doble debido a que, en los nodos 684, 611 y 652, efec-

tivamente los falsos disparos se reemplazan con disparos no ejecutados, como ilustran los

graficos de impedancia. Esto se debe a que los disparos de los seccionalizadores estan sujetos

a las operaciones del reconectador. Si hay disparos no ejecutados bajo fallas en el nodo 684,

5.2 Inclusion de seccionalizadores 73

A (1 nodo) B (4 nodos) C (7 nodos) D (11 nodos)


1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

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[%

]

Figura 5-3.: Comparacion de probabilidades de disparo no ejecutado y falso disparo paradistintos escenarios de DG en la red, en el caso base (Izquierda) y con inclusionde seccionalizadores (Derecha).

tambien los habra en los nodos 611 y 652.

Por otra parte, los graficos de impedancia muestran una disminucion de la probabilidad

de ocurrencia de falsos disparos en fallas de impedancia baja y media. Esto corresponde de

manera adecuada al hecho que los falsos disparos en el nodo 675 pasaron de un 80 % a un 0 %

de probabilidad. Dicho comportamiento se atribuye completamente al uso del seccionalizador

675, el cual efectua su operacion antes que otras protecciones, ademas del reconectador 692,

efectuen su disparo.

Sin embargo, el comportamiento de los seccionalizadores de las lıneas 611 y 652 no es el

mismo al de la lınea 675. Mas aun, los falsos disparos aumentan de un 30 % a un 60 %, lo

cual puede rebatir el argumento anteriormente dado. El fenomeno que explica el porque los

seccionalizadores funcionan en algunos casos y en otros no, puede apreciarse en la Figura

5-5.

El caso donde no funciona es bajo la falla en el nodo 652. Cuando ocurre dicha falla, el


——

——

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—-

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632

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Figura 5-4.: Disparos con el esquema del caso base (Izquierda) y con inclusion de secciona-lizadores (Derecha), para el escenario C4.


(a) Falla en el nodo 652. (b) Falla en el nodo 675.

Figura 5-5.: Problemas en la operacion de los seccionalizadores.

reconectador actua de manera correcta, disparandose 2 veces de manera rapida y luego

procediendo a abrir la lınea con un disparo retrasado. En dicho momento el seccionalizador

652 deberıa operar, pero no lo hace por accion de la DG. El problema radica en que el

seccionalizador solo puede detectar que hubo un disparo del reconectador cuando la corriente

que lo atraviesa es menor a cierto valor umbral. Como se observa en el esquema, aunque el

reconectador 684 abra la lınea que viene de la subestacion, las DERs en en nodo 611 y en el

nodo 684 siguen alimentando la falla, pasando corriente a traves de el seccionalizador 652.

Si la corriente es grande, el seccionalizador no detecta ningun disparo. Este mismo analisis

es valido para una falla en 611.

De manera contraria, cuando hay una falla en el nodo 675 y el reconectador 692 esta en

posicion abierta, por la lınea que protege el seccionalizador 675 no hay paso de corriente.

Ası, el seccionalizador puede detectar los disparos del reconectador para efectuar su operacion

de manera correcta.

Si se hace una consideracion de todos los escenarios presentes en la Figura 5-3, por la

localizacion de las DERs los niveles de dispersion que podrıan cambiar sus indicadores son

el A y el C, aunque de igual manera los escenarios del nivel A de primera mano no tiene

problemas de falsos disparos en los nodos estudiados. Otros escenarios no incluidos en las

graficas pero que podrıan presentar el beneficio de usar seccionalizadores, son los escenarios

con dispersion A-675 y B-ext. Las graficas con los resultados de estos niveles de dispersion,

con penetracion del 100 %, se muestran en la Figura 5-6.

Se puede apreciar que para el escenario A4-675, el nodo 675 pasa de un 20 % de posibilidad

de falso disparo a 0 %. La probabilidad en los otros nodos permanece igual, a excepcion de

los falsos disparos en el nodo 692, que disminuyen a la mitad.

Para el escenario B4-ext, se observa que en los nodos 611 y 675 se disminuye la probabilidad

de falso disparo a cero. En cambio, en el nodo 652 aumenta la probabilidad dado que se

presenta el fenomeno visto en la Figura 5-5.


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645646 633

SecSec SecSecSecSec

0 20 40 60 80


Figura 5-6.: Falsos disparos con el esquema del caso base (Izquierda) y con inclusion deseccionalizadores (Derecha), para los escenarios A4-675 y B4-ext.

5.2.2. Analisis por afectacion de indicadores de confiabilidad

El analisis por conteo de disparos incorrectos sugiere que los seccionalizadores tienen un

efecto directo en la probabilidad de falsos disparos de ciertos niveles de dispersion, por lo

cual es importante considerar como estos cambios incidiran en los indicadores de confiabilidad

de la red despues de aislar una falla. En la Figura 5-7 se ilustra la comparacion del promedio

de los indicadores, para cada escenario.

De igual manera que en la Figura 5-3, se observa un cambio notorio en los valores de los

escenarios con nivel de dispersion C. La diferencia de potencia no atendida (UP) del escenario

C4 pasa de 800 kW a 600 kW, mientras que para el escenario D4 se mantiene estable. En

Energıa No Suministrada (ENS) el escenario C4 tambien presenta una disminucion, pasando

de 25 MWh a 16 MWh. Estos cambios se deben al hecho que, con los seccionalizadores, se




1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

Niv

el de p

enetr

ació

n

0

0.2

0.4

0.6

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ten

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nd

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[M

W]



1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

Niv

el d

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0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

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ten

cia

no

ate

nd

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[M

W]



1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

Niv

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0

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10

15

20

25

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o s

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[M

Wh

]



1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

Niv

el d

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en

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ació

n

0

5

10

15

20

en

erg

ia n

o s

um

inis

tra

da

[M

Wh

]

Figura 5-7.: Comparacion de indicadores de confiabilidad para distintos escenarios de DG,en el caso base (Izquierda) y con inclusion de seccionalizadores (Derecha).

ocasionan menos falsos disparos en dichos escenarios; lo cual permite evitar desconexiones

de partes ”sanas”del circuito.

Por otra parte, se presentan incrementos leves en escenarios con niveles de dispersion B-int

y D. Mientras que con el esquema del caso base no habıa cambios en los valores de UP para

niveles de penetracion bajos o medios, con seccionalizadores los escenarios de dispersion B-int

pasan a tener un cambio de 350 kW y los escenarios D1, D2 y D3 a 500 kW. Esto ocurre puesto

que, cuando los seccionalizadores no detectan las operaciones del reconectador, obligan a

dicho reconectador a operar con un disparo retrasado y dan espacio a otros dispositivos de

proteccion a actuar.

En definitiva, la inclusion de seccionalizadores es benefica para el desempeno de las protec-

ciones de ciertos escenarios, pero no es posible generalizar este beneficio a todos. Donde no

mejora el desempeno, tiende a empeorarlo. La condicion se basa en no usar seccionalizado-

res junto a reconectadores con generacion en su nodo adyacente, ni con reconectadores que

sirvan de respaldo a varios ramales con generacion en ellos.


5.3. Inclusion de reles de impedancia

La inclusion de seccionalizadores mostro como es posible cambiar las dinamicas de los dis-

paros con otras filosofıas de proteccion. Ahora, en esta seccion, se procede a incluir en el

esquema de proteccion un dispositivo muy usado en redes de alta tension, el cual se puede

adaptar a redes de distribucion mediante transformadores de tension y corriente: Los reles

de impedancia. Dichos dispositivos basan su funcionamiento en el calculo de la impedancia

equivalente de la red mediante las mediciones de corriente y voltaje; como se comenta mas

detalladamente en el Capıtulo 2, en las protecciones de distancia.

Para su implementacion en el esquema de proteccion, los reles de impedancia se utilizaran

con caracterıstica Mho. Esto puesto que, de las protecciones de distancia, la caracterıstica

Mho es de las mas usada por su simplicidad sin descuidar su selectividad, ademas de su

amplia variedad en el mercado [3].

Cabe aclarar que lo comun en los reles de impedancia actuales es incluir una caracterıstica

poligonal; sin embargo, se observa que la caracterıstica Mho no queda limitada por la impe-

dancia de las red, ni siquiera cuando ocurren HIFs. Esto se comprueba en las mediciones de

la Figura 5-10, mostrando que la caracterıstica Mho puede ser implementada sin problema

alguno.

Por otra parte, en la Figura 5-8 se puede apreciar su funcionamiento, el cual esta caracteri-

zado por varias regiones. En las graficas de componente reactiva contra componente resistiva

se pueden observar dos regiones: La primera es la de operacion, denotada por el area dentro

de la circunferencia. La segunda es la region de no operacion, la cual se ubica afuera de la

circunferencia. Notese que, naturalmente, el valor nominal de impedancia se encuentra en la

region de no operacion para que la proteccion no se active bajo la operacion normal de la

red.

0 1 2 3 4

Componente resistiva [ ]

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

Com

ponente

reactiva [

]

NominalRegión de operación

Zmáx 632

= 4.13 22

(a) Rele de impedancia 632.

0 1 2 3 4 5 6


0

1

2

3

4

5

Com

ponente

reactiva [

]


Zmáx 671

= 5.5 22

(b) Rele de impedancia 671.

Figura 5-8.: Caracterıstica Mho y valores de ajuste de los reles de impedancia 632 y 671.

5.3 Inclusion de reles de impedancia 79

De esta manera, para la inclusion en la red los reles de sobrecorriente 632 y 671 son reem-

plazados por las protecciones de distancia. Sus caracterısticas Mho se ilustran en la Figura

5-8, definidos a partir del ajuste de impedancia maxima de disparo para cada dispositivo

(Zmax). Dichos valores se escogen bajo las reglas de diseno dadas en el Capıtulo 2.

102 103

Corriente [A]

10-2

100

102

Tie

mpo [segundos]



Disp. retrasado Rec684

A. Disp. retrasado Rec692

2A

Disparo Relé Imp. 671

Disparo Relé Imp. 632


Figura 5-9.: Coordinacion de los reles de impedancia 632 y 671.

Adicionalmente, se coordinan con los demas dispositivos de proteccion de la red como se

muestra en la Figura 5-9. El disparo del rele 671 se ejecuta a los 300 segundos mientras que

el del rele 632 se ejecuta a los 600 segundos. Cabe decir que para la simplicidad en el analisis

de los resultados, las protecciones de distancia en esta primera prueba solo contaran con una

region de operacion.

Luego de las aclaraciones de coordinacion, se procede a simular la red bajo el esquema

de proteccion modificado. Sin embargo, sin haber iniciado las simulaciones se presenta la

primera desventaja de usar los reles de impedancia. Mientras que los reles de sobrecorriente

tienen la capacidad de operar a partir de varios disparos para dar la oportunidad que el

elemento de falla pueda ser aislado, los reles de impedancia solo cuentan con un disparo

como operacion. Despues de dicho disparo, el rele se bloquea en posicion abierta hasta su

reinicio; de lo cual se deduce que aunque la falla sea temporal, habra un corte en el servicio

de la red, tal como si la falla fuera permanente.

Teniendo en cuenta la desventaja anterior, se procede a observar el comportamiento de los

reles. En primer lugar, notese en las graficas de la Figura 5-10 la presencia de unas equis

a lo largo del plano. Cada una de estas corresponde a la medicion de una falla en el nodo

que protege el respectivo rele. La caracterıstica principal de estas fallas es que son HIFs,

por lo cual su medicion estara mas lejana al origen en el plano. Se hace uso se dichas fallas

porque son los casos mas extremos en la coordinacion del rele; caso contrario de una LIF

cuya medicion estarıa muy cercana al origen, y por tanto, entrarıa sin ningun problema en

la region de operacion.


0 1 2 3 4


0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

Com

ponente

reactiva [

]


Dispersión A B C D

(a) Rele de impedancia 632.

0 1 2 3 4 5 6


0

1

2

3

4

5

Com

ponente

reactiva [

]

Nominal

D3

D4

Región de operación

Dispersión A B C D

(b) Rele de impedancia 671.

Figura 5-10.: Impedancia medida por los reles bajo HIFs, para todos los escenarios de DG.

En segundo lugar, los diferentes colores de cada falla representan los niveles de dispersion

con los que se se probaron. Ası, la equis negra representa una HIF sin ningun tipo de DG;

mientras las equis rojas son de la dispersion A-632, las amarillas de la dispersion B-ext, las

verdes de la dispersion C y las azules de la dispersion D. Notese que entre mayor sea el nivel

de dispersion, mas cerca estaran las fallas del lımite de la region de operacion. Inclusive,

para el diagrama del rele 671 se observa que para dos fallas (HIFs de los escenarios D3 y

D4) la sensibilidad del dispositivo no es suficiente.

Como se discutio anteriormente, en el Capıtulo 3, la falta de sensibilidad de un dispositivo

ante una falla conlleva a un disparo no ejecutado. No obstante, es importante decir que

estas son las unicas fallas que al simularse arrojan mediciones de impedancia fuera de la

zona de operacion. Mientras que con el esquema del caso base se podıan encontrar disparos

no ejecutados desde el nivel de penetracion mas bajo, en el diagrama se observa que la

impedancia solo cambia drasticamente con el nivel de dispersion D. Este comportamiento

es el motivo por el cual se escogio el uso de protecciones de distancia. Las mediciones de

impedancia tienen una tasa de cambio menor en funcion de la corriente a la de las mediciones

de sobrecorriente [4]. Ası, los reles de impedancia son menos susceptibles a los cambios de flujo

de corriente, comportamiento que tambien se aplica cuando dichos cambios son consecuencia

de la DG.

A pesar de su baja susceptibilidad ante cambios de flujo, cuando el nivel de dispersion

de la DG empieza a aumentar, se observa un cambio en la medicion de impedancia. Esto

sucede debido a la ubicacion de los dispositivos de proteccion usados. Como se discutio en

la Capıtulo 3 en la seccion de efectos de la implementacion de DG, alimentadores con DG

pueden reducir la contribucion de corriente de falla que viene desde la subestacion. Ası, la

zona de proteccion del rele 632 esta conectada a 3 alimentadores, al igual que la zona del

rele 671. Entre mas de esos alimentadores tengan generacion, la perdida de sensibilidad en


el rele se incrementara, midiendo valores cercanos al de la impedancia de la lınea sin falla

(Nominal).

Ya analizado el funcionamiento de las protecciones de distancia en la red, se procede a utilizar

las metodologıas vistas en la Capıtulo 4 para valorar si su uso tiene un efecto benefico para

la respuesta del esquema.


Para el analisis por discriminacion de operaciones, se presentan en la Figura 5-11 los graficos

de probabilidad de falsos disparos y de disparos no ejecutados.

En primer lugar, se observa una disminucion muy marcada de disparos no ejecutados en

todos los escenarios incluidos en el grafico. Los escenarios con nivel de dispersion A-632

tienen probabilidad 0 % para cualquier penetracion, mientras que el maximo valor se presenta



1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

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0

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2 (25%)

3 (50%)

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1

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5

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]



1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

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20

40

60

Pro

ba

bili

da

d d

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als

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isp

aro

[%

]



1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

Niv

el d

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en

etr

ació

n

0

10

20

30

40

50

60P

rob

ab

ilid

ad

de

fa

lso

dis

pa

ro [

%]

Figura 5-11.: Comparacion de probabilidades de disparo no ejecutado y falso disparo paradistintos escenarios de DG en la red, en el caso base (Izquierda) y con inclusionde reles de impedancia (Derecha).


en el escenario D4, con solo un 5 %. Como comportamiento general, se podrıa decir que la

probabilidad bajo 2 % para todos los escenarios.

De manera contrarıa, la probabilidad de falso disparos se mantuvo relativamente estable. Los

escenarios del nivel de dispersion C tuvieron una leve disminucion, donde se puede destacar

unicamente al escenario C4 por tener el cambio mas notorio, bajando su probabilidad de un

70 % a un 60 %.

Para ilustrar en detalle el resultado de estos cambios, se procede a compararlos con los

disparos incorrectos del esquema de protecciones del caso base, como se observa en la Figura

5-12.

——

——

——

——

—-

Hi

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

684

0 2 4 6 8 10


(a) Escenario D4 en el caso base.

——

——

——

——

—-

Hi

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

684

RImp

RImp

0 2 4 6 8 10


(b) Escenario D4 con reles de impedancia.

Hol

atu

——

—-

Esq

uem

adel

caso

bas

e—

–

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0 20 40 60 80


(c) Escenario C4 en el caso base.

Hol

atu

——

–C

onre

les

de

imp

edan

cia

—–

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

RImp

RImp

0 20 40 60 80


(d) Escenario C4 con reles de impedancia.

Figura 5-12.: Disparos incorrectos con el esquema del caso base (Izquierda) y con inclusionde reles de impedancia (Derecha), para los escenarios D4 y C4.


Al respecto de los cambios en los disparos no ejecutados en el escenario D4, se puede apreciar

como en el esquema del caso base dichos disparos ocurren en gran medida cuando hay fallas

en el nodo 632. Con la inclusion de reles de impedancia, la probabilidad cambia de ser la mas

alta (10 %) a no ocurrir en ninguna de las simulaciones llevadas a cabo. De manera analoga,

tambien disminuyen los disparos no ejecutados producto de fallas en el nodo 671, pero no

al punto de llegar al 0 % de probabilidad. Este comportamiento concuerda con lo ilustrado

en la Figura 5-10, donde la impedancia vista por el rele 671 bajo HIFs mostraba que no

habrıa disparo para los escenarios D3 y D4. Ası, estos dos unicos escenarios son para los que

el esquema no actuara. Para todos los demas escenarios, los reles de impedancia 632 y 671

actuaran en caso de una falla; independientemente de si es permanente o temporal, o cual

su valor de impedancia.

El hecho de que se eviten disparos no ejecutados en fallas cercanas a los nodos 632 y 671,

es algo muy favorable en la confiabilidad y seguridad de la red. Puesto que por las lıneas

632 y 671 es donde circula la mayor cantidad de corriente, la ocurrencia de una falla que

no puede ser detectada constituye un riesgo insospechado para los equipos y las personas en

el lugar del incidente. Adicionalmente, puesto que dichos nodos son los mas cercanos a la

subestacion, las fallas no aisladas en esta zona son causales de hundimientos en tension en

toda la red de distribucion. Ası, el servicio no sera suspendido pero contara con diferentes

problemas de calidad de potencia.

Por otra parte, en la Figura 5-12 tambien se observa como los falsos disparos se redujeron

para el escenario C4. El cambio se produce porque la probabilidad baja para fallas en los

nodos 684, 680, 646 y 633. Ası, para algunas impedancias de falla dichos nodos no ocasionan

disparos de los reles 671 y 632. Sin embargo, los nodos mas cercano a los reles estudiados

siguen teniendo una alta probabilidad, lo que lleva a deducir que de todas maneras las

protecciones de distancia no son una solucion efectiva para la disminucion de este tipo de

disparos incorrectos. El analisis mediante indicadores de confiabilidad puede aportar mas

detalles que sustenten dichas deducciones.


Antes de iniciar con el analisis, es importante hacer enfasis en un detalle ya comentado

acerca de la operacion de los reles de impedancia. Puesto que la operacion incluye solo un

disparo definitivo, las fallas temporales se tratan igual que las permanentes. Ası, ya tenemos

un incremento en los valores de UP y ENS en comparacion con el caso base, generado por

la suspension del servicio para tratar dichas fallas. Sin embargo, no se tiene en cuenta este

incremento para el analisis dado que las comparaciones se realizan en base al desempeno del

esquema sin DG, en donde tambien se cuenta esta desventaja. De esta manera, se procede

a calcular los valores promedio de UP y ENS para los diferentes escenarios de DG, como es

mostrado en la Figura 5-13.

Apreciando los resultados para cada escenario, se puede ver un cambio en la distribucion




1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

Niv

el de p

enetr

ació

n

0

0.2

0.4

0.6

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W]



1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

Niv

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en

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0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

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ten

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no

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nd

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[M

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1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

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0

5

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1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)N

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15

20

25

30

35

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um

inis

tra

da

[M

Wh

]

Figura 5-13.: Comparacion de indicadores de confiabilidad para distintos escenarios de DG,en el caso base (Izquierda) y con inclusion de reles de impedancia (Derecha).

de los valores mas grandes. En vez de que el mayor incremento de UP se encuentre en el

escenario C4, el valor mas alto se encuentra en D4 con un incremento de casi 3 veces el valor

que el del esquema del caso base. En adicion, los escenarios con dispersion C siguen con un

incremento grande en UP, con excepcion de el escenario C4. Esto se debe a que hubo una

disminucion de los falsos disparos en este escenario que no hubo en los otros escenarios del

nivel C.

Por parte de la ENS, la tendencia general muestra un incremento en los escenarios de mayor

penetracion y mayor nivel de dispersion, pasando de 25 MWh a 35 MWh. El resto de esce-

narios mantienen un incremento cero de ENS, lo cual sugiere que los incrementos mostrados

en el grafico se debe a altos valores de corriente.

Como manera para detallar lo que pasa en cada escenario y explicar los fenomenos anterior-

mente comentados, en la Figura 5-14 se muestran los graficos de UP y ENS del escenario

D4, tanto del esquema base como del esquema con inclusion de reles de impedancia.

En las graficas apreciamos un aumento de UP en el nodo 671, ademas de un incremento en la

ENS en los mismos nodos del esquema base. Cada uno de estos fenomenos estan relacionados

5.3 Inclusion de reles de impedancia 85—

——

——

——

——

-H

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632

671684611

652 670

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Cambio en la potencia no atendida [MW] ——

——

——

——

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671684611

652 670

692 675

645646 633

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RImpRImp

0.1 0.15 0.2 0.25 0.3


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——

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671684611

652 670

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645646 633

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Cambio en la energía no suministrada [MWh] Hol

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671684611

652 670

692 675

645646 633

RImpRImp

RImpRImp

4 6 8 10 12 14 16


Figura 5-14.: Indicadores de confiabilidad con el esquema del caso base (Izquierda) y coninclusion de reles de impedancia (Derecha), para el escenario D4.

con los ajustes de las protecciones de distancia.

En primer lugar, mientras que para la mayorıa de los nodos el cambio de UP es el mismo que

el del esquema base; en el nodo 671 la UP sube de 0 a 0.4 MW. Este incremento de valor de UP

en el nodo 671 es producto de falsos disparos por parte de los dispositivos de los alimentadores

645 y 633, inclusive hasta del rele 632. Ası, mientras que el rele de impedancia 671 tarda en

ejecutar su disparo, los demas dispositivos operan ante sobrecorrientes ocasionadas por la

falla.

En cuanto a la ENS, los incrementos se ubican sobre las protecciones de distancia. Sobre el

nodo 671 hay un aumento que coincide con el comportamiento del indicador de potencia.

Puesto que para fallas en el nodo 632 se encuentra el mayor incremento de ENS, se deduce

que dicho aumento es ocasionado una gran cantidad de falsos disparos. Este fenomeno no se


puede notar usando la medicion de UP dado que si hay un disparo en el rele 632, se suspende

todo el servicio de la red, obviando si varios alimentadores de servicio.

Los falsos disparos de los reles de impedancia suceden por los valores ajustados para su

funcionamiento. Como se observa en la Figura 5-10, la region de operacion de los reles

abarca una gran cantidad de fallas, mucho mas alla de la falla sin DG. Al tener un ajuste

que incluye corrientes pequenas, la operacion se vuelve poco selectiva. Ası, con la variacion de

flujos ocasionada por la DG se pueden tener disparos aunque sean mas lejanos a la distancia

a la que se ajusto el dispositivo.

Por otra parte, otro problema en la configuracion es el ajuste de tiempo. Como se observa

en la Figura 5-9, los tiempos de operacion no responden a una curva TCC, por lo cual para

corrientes de falla altas la operacion resulta muy lenta en comparacion con la operacion

de otros dispositivos. Ante escenarios con penetracion alta, las corrientes inversas pueden

accionar estas otras protecciones.

En definitiva, los reles de impedancia son dispositivos muy efectivos cuando se trata de evitar

disparos no ejecutados, pero segun su configuracion pueden incrementar los falsos disparos

de otros dispositivos en la red. La solucion para evitar estos disparos incorrectos radica en

adoptar la configuracion mas adecuada de proteccion de distancia.

Una manera de no incrementar los falsos disparos es implementando diferentes zonas de

proteccion. Ası, ademas de la primera zona de proteccion, puede haber una segunda para

las HIFs con escenarios de dispersion alta. Los disparos de la primera zona pueden llevarse

a cabo rapidamente, sin necesidad de desatender los disparos no ejecutados.

Conclusiones

El cambio en el ajuste de las protecciones es una solucion sencilla y barata para asegurar

una respuesta correcta de los dispositivos de proteccion. No obstante, su efectividad

depende de la distancia electrica de las DERs, por lo que no es aplicable cuando el

nivel de dispersion de la red es medio o alto.

La inclusion de seccionalizadores ocasiona, segun la ubicacion de las DERs, la dismi-

nucion de falsos disparos dado que su coordinacion con el reconectador no depende del

uso de curvas TCC. Con menor cantidad de falsos disparos, menor incremento en UP

y ENS. En cuanto a disparos no ejecutados, la operacion de los seccionalizadores esta

sujeta a la sensibilidad del reconectador. Si dicho reconectador no detecta la condicion

de falla, el seccionalizador tampoco.

El beneficio de los seccionalizadores a la operacion del esquema de proteccion depende

de no usarlos junto a reconectadores con generacion en su nodo adyacente. Tampoco

en usarlos en combinacion con reconectadores que sirvan de respaldo a varios ramales

con generacion en ellos.

5.3 Referencias 87

Los reles de impedancia funcionan muy bien ante la implementacion de DG puesto

que son menos susceptibles que las protecciones de sobrecorriente a los cambios de

flujo de corriente. Sin embargo, ante un nivel de dispersion alto de DG la medicion de

impedancia equivalente cambia en mayor medida, comprometiendo la sensibilidad del

rele. Una manera de prevenir esto, es evitar usar el rele en nodos donde se conecten

varios alimentadores con DG.

Las protecciones de distancia son muy efectivas cuando se trata de evitar disparos

no ejecutados, pero segun su configuracion pueden incrementar los falsos disparos de

otros dispositivos en la red. La solucion para evitar estos disparos incorrectos radica

en implementar regiones de proteccion adicionales para DG con penetracion alta.

Referencias

[1] A. Girgis y S. Brahma, “Effect of distributed generation on protective device coor-

dination in distribution system”, en LESCOPE 01. 2001 Large Engineering Systems

Conference on Power Engineering. Conference Proceedings. Theme: Powering Beyond

2001 (Cat. No.01ex490), 2001, pags. 115-119. doi: 10.1109/LESCPE.2001.941636.

[2] K. A. Wheeler, S. O. Faried y M. Elsamahy, “Assessment of distributed generation

influences on fuse-recloser protection systems in radial distribution networks”, en 2016

IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition (T&D), mayo de

2016, pags. 1-5. doi: 10.1109/TDC.2016.7519917.

[3] S. Ramırez Castano, Proteccion de sistemas electricos, Primera ed. Manizales, Colom-

bia: Universidad Nacional de Colombia - Sede Manizales, 2003, pag. 664.



http://dx.doi.org/10.1109/LESCPE.2001.941636

http://dx.doi.org/10.1109/TDC.2016.7519917

6. Esquemas de transicion a microrredes

Resumen

En este capıtulo se hace la introduccion a los esquemas de proteccion normalmente

usados en redes que poseen un alto nivel de penetracion, pasando de redes conven-

cionales a incurrir en el paradigma de las microrredes.

El primer esquema mostrado presenta la coordinacion de una serie de reles direccio-

nales con los que se desea separar las fallas sin desconectar la DG si no es necesario.

Ası, se muestran los problemas o limitaciones de dicho esquema y los beneficios que

tiene su implementacion en la respuesta del esquema de protecciones.

A partir de las limitaciones del primer esquema probado, se detallan las caracterısti-

cas de un esquema mas complejo, pero que permite la adaptacion de los ajustes de

los dispositivos a las necesidades de la red. De esta manera, se presentan las pro-

tecciones adaptativas, las cuales para modificar su parametros utilizan una red de

comunicaciones con el objetivo de poder operar de la manera que mas le convenga

a la red.

Introduccion

En el Capıtulo 5 se mostro como la modificacion de los ajustes de los dispositivos o el

cambio de los mismos puede mejorar el desempeno del esquema de proteccion. Dicho esquema

conservaba el mismo paradigma de un esquema convencional de una red de distribucion;

desconectar la parte de la red con falla del alimentador principal sin suspender el servicio

de otros ramales “sanos”. Ası, bajo implementacion de DG se seguıa el mismo objetivo,

adicionando que las DERs conectadas a la parte de la red con falla tambien se desconectan.

Dicho paradigma reconoce a la subestacion como la “cabeza”de la red de distribucion, siendo

la DG solo una adicion aguas abajo. Ası, la generacion de energıa siempre va precedido por

la red transmision, luego la red de distribucion y, finalmente, el consumidor [1].

Con el desarrollo de las comunicaciones y el aprovechamiento de las fuentes renovables, el

nuevo paradigma dicta que no existe una gran distancia entre el consumo a la generacion y

que no hay una sola “cabeza”, sino varias de ellas en una red circular, no lineal.

De esta manera, en esta seccion se desea hacer un ligero avance hacia el nuevo paradigma de

6.1 Esquema con reles direccionales 89

las microrredes. Por supuesto, cualquier relacion con el despacho de las fuentes distribuidas,

la estabilidad en una red tipo isla, entre otros problemas de las microrredes, se escapan del

alcance de este estudio. Sencillamente, se desea mostrar como el cambio de paradigma puede

beneficiar el desempeno de un esquema de proteccion que, como principio fundamental,

siempre busca ser confiable y seguro.

Por otra parte, es importante decir que tal como se ejecuta el funcionamiento de una micro-

rred, la inteligencia y comunicacion entre dispositivos siempre es el camino mas usado. Dado

que en este estudio se desea empezar una transicion a esto, en principio se mostrara un esque-

ma con una arquitectura de proteccion distribuida, en donde la operacion de un dispositivo

depende solo de las mediciones que este toma, al igual que en los esquemas convenciona-

les. Luego, se comentan los detalles de las protecciones adaptativas, sus caracterısticas, sus

beneficios, pero tambien sus dificultades.

6.1. Esquema con reles direccionales

Los reles direccionales son dispositivos muy comunes en redes de transmision y en algunas

redes de distribucion no radiales. Su funcionamiento se discute mas detenidamente en el

Capıtulo 2, aunque lo importante de estas es que son protecciones de sobrecorriente que solo

actuan en cierto sentido. De esta manera, cuando el sentido de la corriente es importante

para la coordinacion de las protecciones, dichos dispositivos son usados en pares, uno para

detectar fallas aguas abajo y otro para detectar fallas aguas arriba.

De acuerdo a esto, para la red de distribucion usada en el caso base se implementara un

esquema de proteccion compuesto de reles direccionales en todas sus lıneas, como se observa

en la Figura 6-1.

Como se puede apreciar, se incluyen los tiempos de operacion para los reles. Los tiempos

de los reles direccionales aguas abajo se escogen bajo la premisa de que las

corrientes de fallas mas grandes siempre seran suministradas por la subestacion.

De acuerdo con esto, los dispositivos aguas abajo deben ser los mas rapidos, mientras que

los cercanos al PCC deben ser lentos.

Para los reles aguas arriba de las lıneas, se observo que en los escenarios simulados las DERs

se ubican generalmente en los nodos mas externos. Ası, se organizan los tiempos de los reles

como si hubiera una fuente en el extremo de los ramales; es decir, tiempos grandes para

los nodos mas externos y menores para los nodos internos. Cabe aclarar que todos los reles

aguas arriba seran mas lentos que los aguas abajo. Esto puesto que 2 dispositivos pueden

operar al tiempo, algo que no es deseado porque podrıa haber una apertura de una parte de

la red sin necesidad.

Cabe tambien aclarar que, adicional al esquema de proteccion, las DERs siguen teniendo

una proteccion en caso de falla. Dicha proteccion debe funcionar puesto que en algunos

escenarios de DG, las fallas se presentan en el mismo nodo que las DERs, imposibilitando

que el esquema de protecciones separe la falla de cualquier tipo de generacion.

90 6 Esquemas de transicion a microrredes

(a) Reles direccionales aguas abajo. (b) Reles direccionales aguas arriba.

Figura 6-1.: Localizacion y tiempos de operacion de los reles direccionales.

Antes de iniciar, se debe tener en cuenta el objetivo de este esquema. Dado que hay reles

para ambas direcciones en las lıneas, lo que se desea es poder aislar la falla con

las protecciones adyacentes a dicha falla. Dos ejemplos se presentan en la Figura 6-2.

Si se desea separar la falla en el nodo 684 de la red para el escenario B4-int, el esquema dicta

que solo el rele aguas abajo 684 (RD684) debe abrirse. El rele aguas arriba 611 (RU611), el

RD611, el RU652 y RD652 no deben actuar puesto que no hay generacion en esa parte de

la red.

En el caso del escenario D4, para aislar la falla en 684 deben operar los reles RD684, RU611

y RU652. Notese que la direccion de la corriente determina cual es el rele que debe ejercer

el disparo, sea aguas abajo o aguas arriba.

(a) Escenario B4-int. (b) Escenario C4.

Figura 6-2.: Ejemplos de aislamiento de una falla en el esquema con reles direccionales.


Por otra parte, la dificultad de este esquema es que las corrientes de activacion de los reles

seran diferentes para cada escenario simulado, lo cual tiene sentido en la medida de que varios

escenarios no pueden ser implementados al tiempo y los ajustes de un escenario pueden no

servir para otro. Para definir los valores de ajuste, debe llevarse a cabo un analisis de las

corrientes sin y con condicion de falla. Ası, la coordinacion en cada lınea debe responder a

la escala de corriente vista en la Figura 6-3.

Figura 6-3.: Escala de corriente en una lınea con la coordinacion de los reles direccionales.

Segun la escala, dependiendo del escenario de generacion es posible tener un flujo inverso

de corriente en condicion normal de la red. El valor de magnitud maxima del flujo inverso

sirve para coordinar el rele aguas arriba. Tambien esta la posibilidad que se incremente

el valor de la corriente nominal, siendo la solucion que dicho valor sea el limite superior

del funcionamiento normal de la red. De esta manera, tendremos un rango de corriente de

funcionamiento normal, un margen que puede ajustarse segun lo discutido en el Capıtulo 2,

y lımites, superior e inferior, donde las magnitudes mayores se consideran fallas.

Sin embargo, tal cual como en los esquemas convencionales, existen diferentes efectos que

pueden hacer la coordinacion no funcione correctamente en todos los casos. Algunos son

producto de perdidas de coordinacion por la ubicacion de las DERs, otros de perdidas de

sensibilidad cuando ocurren HIFs. No obstante, algunos disparos incorrectos suceden porque

no es posible realizar una coordinacion que satisfaga todos los casos de falla. En la Figura

6-4, se presentan ejemplos de como ocurren los disparos no ejecutados y los falsos disparos

bajo el esquema con reles direccionales.

(a) Disparos no ejecutados. (b) Falsos disparos.

Figura 6-4.: Disparos incorrectos en el esquema con reles direccionales.


En la parte de disparos no ejecutados se puede apreciar una situacion tıpica de disparo no

ejecutado. Esta situacion surge de la condicion de falla ocasionada por una HIF y de un

escenario con un nivel de dispersion alto. La corriente de falla puede, en vez de aumentar la

magnitud, disminuirla. De esta manera, el dispositivo no detecta la condicion de falla porque

la corriente esta dentro del rango de funcionamiento normal.

En el caso de los falsos disparos, en su mayorıa provienen de la perdida de sensibilidad de otro

dispositivo de proteccion adyacente. En la grafica se observa como en el nodo 671 ocurrio

una falla que no pudo ser detectada por la coordinacion de la lınea 671. Contrariamente, el

ajuste de la coordinacion de los reles de la lınea 684 sı le permite detectar la falla, por lo

cual termina operando. La falla fue aislada, pero mayor parte de la red quedo sin servicio.

Con las condiciones de la coordinacion de los reles direccionales ya explicadas, se preten-

de analizar el desempeno del esquema utilizando las metodologıas aplicadas en los casos

anteriores.


Antes de empezar el analisis, es de vital importancia hacer una distincion de la metodo-

logıa la usada en las modificaciones del esquema de proteccion del caso base. El objetivo

de dichos esquemas era la operacion de la proteccion aguas arriba de la falla, sin importar

lo que quedaba aguas abajo de la misma. Ası, se determinaba su desempeno a partir de

dicha operacion, cerciorando que otros dispositivos ajenos a la zona de proteccion no actua-

ran. En contraposicion, para este paradigma se debe redefinir la discriminacion hecha a las

operaciones ocurridas. A continuacion redefinimos los 3 tipos de disparos incorrectos.

Disparo no ejecutado: El objetivo bajo el nuevo paradigma es el de aislar las fallas

utilizando los reles adyacentes, sean aguas abajo de la lınea o aguas arriba, para que

algunas partes de la red puedan suplir su demanda a traves de las DERs. Por tanto,

si la operacion de los reles no aısla la falla de las DERs en la red, habra un disparo no

ejecutado.

Disparo adelantado: Este tipo de reaccion no se observara en los resultados mostra-

dos a continuacion, pero sigue aplicandose para denotar una LOC entre dispositivos

protectores y dispositivos de respaldo con operaciones que permiten extinguir fallas

temporales sin afectar la continuidad del servicio.

Falso disparo: El falso disparo no tiene una modificacion en este esquema. Sirve para

denotar operaciones del esquema que aıslan la falla, pero que en su proceso ocasionan

que dispositivos ajenos a la zona de proteccion actuen.

Definidos los tipos de disparos, se procede a apreciar los resultados para el analisis por

operaciones incorrectas, implementando los diferentes escenarios de DG. En la Figura 6-5

se presentan dichos resultados.




1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

Niv

el de p

enetr

ació

n

0

0.5

1

1.5

Pro

babili

dad d

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isparo

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]



1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

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el de p

enetr

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0

5

10

15

20

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ba

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isp

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[%

]

Figura 6-5.: Comparacion de probabilidades de disparo no ejecutado y falso disparo paradistintos escenarios de DG en la red, con el esquema de reles direccionales.

Las graficas denotan una clara disminucion en probabilidad de disparos no ejecutados y en

falsos disparos. Tanta es la disminucion, que solo los escenarios B4-int, C3, C4 y D4 tienen

probabilidad de disparo no ejecutado diferente a cero; y aun ası, dicha probabilidad no supera

el 1.9 %. El nivel de dispersion C es el que mayor tendencia tiene a los disparos ejecutados,

teniendo el escenario C4 como el escenario con mayor probabilidad.

En cuanto a falsos disparos, se aprecia que los escenarios B4-ext y D4 tienen un 20 % de

probabilidad. Sin embargo, los demas escenarios no superan un 8 %, ademas que ninguno de

los escenarios del nivel de dispersion A-632 tienen probabilidad de dichos disparos. El caso

atıpico es el de el escenario C4, donde la probabilidad de tener falsos disparos es muy baja.

Para analizar en detalle los resultados encontrados, se ilustra en la Figura 6-6 las graficas

con los por menores de la operacion de los reles bajo los escenarios C4 y D4.

En principio, es posible apreciar como las graficas de impedancia de falla ilustran la manera

como se generan las reacciones estudiadas. Como se discutio anteriormente, los disparos inco-

rrectos se pueden generarse dada una perdida de sensibilidad, debida a la ocurrencia de una


——

——

——

——

—-

Hi

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0 2 4 6 8 10


——

——

——

—-

Hi

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0 1 2 3 4 5


——

——

—–

Esc

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ioC

4—

——

——

—

632

671684611

652 670

692 675

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0 1 2 3 4 5


——

—–

Esc

enar

ioD

4—

——

——

—

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0 20 40 60 80


Hol

aa

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——

——

——

——

–

LIF 0.004 0.016 0.063 0.2512 HIF


0%

20%

40%

60%

80%

100%

Pro

babili

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No ejecutado

No ejec. (Temp)

Falso

Falso (Temp)

Adelantado

Hol

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——

——

——

——

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Pro

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No ejecutado

No ejec. (Temp)

Falso

Falso (Temp)

Adelantado

Figura 6-6.: Disparos en la red con el esquema de reles direccionales, bajo el escenario C4(Izquierda) y el escenario D4 (Derecha).


HIF. Este es el caso del escenario C4, en donde los disparos falsos y no ejecutados ocurren

unicamente en impedancias altas. Notese que sucede lo ilustrado en la Figura 6-4, donde a

partir un disparo no ejecutado se genera un falso disparo por una falla en el nodo 671. Por

otra parte, existen tambien los disparos incorrectos que surgen de una imposibilidad en la

coordinacion de los reles direccionales. Ası, si la falla ocurre en ciertos puntos especıficos, in-

dependientemente de su impedancia ocurriran disparos fuera de la coordinacion del esquema.

Los escenarios D4 y el B4-int son ejemplos de esta deficiencia en la proteccion. Solo cuando

la corriente de falla es muy pequena en el escenario D4, los falsos disparos ocasionados por

fallas en los nodos 632 y 684 son reemplazados por disparos no ejecutados. Aun ası, notese

que los falsos disparos por fallas en el nodo 675 prevalecen.

Para finalizar, se detalla que las fallas permanentes y las fallas temporales tienen igual

respuesta por parte del esquema de proteccion con reles direccionales. Esto ocurre porque

todos los dispositivos operan adoptando una posicion abierta definitiva en el primer disparo.

Luego, en adicion al analisis realizado se desea conocer como se afectan los indicadores de

confiabilidad para el esquema.


Para realizar el analisis por indicadores de confiabilidad se debe, como ya se hizo con el

analisis de disparos incorrectos, establecer algunos criterios ante la forma de calcular los

indicadores.

Bajo el paradigma de las microrredes, la DG tiene la facultad de suministrar energıa a los

consumidores de la red estando aislada de la generacion proveniente de la red de HV. Ası,

cumpliendo unos parametros tecnicos de tension y frecuencia, la DG puede evitar el corte

del suministro electrico si es capaz de generar la energıa consumida. La manera en que la

DG puede otorgar suministro a una red en isla se escapa del alcance de este estudio; por

lo cual la verificacion de si las DERs en cada escenario pueden alimentar una parte de la

red, en caso de la apertura de una lınea por falla, se deja como una recomendacion para el

complemento de este estudio. Bajo esta limitacion, se desarrolla en analisis por indicadores

de confiabilidad.

Por lo anteriormente comentado, se tendra en cuenta unicamente la suplencia de energıa

desde la subestacion de la red. Si una parte de la red es separada del alimentador que viene

del transformador y dicha parte posee DERs conectadas a sus nodos, no se contara con que

dicha parte de la red no sufrio de una desatencion de potencia. De esta manera, solo la

apertura de lıneas entre la falla y el PCC tendran impacto en el incremento de UP, tal como

se venıa manejando en el esquema de proteccion del caso base. Bajo esta premisa, en la

Figura 6-7 se pueden observar las graficas comparando los indicadores para cada escenario

de DG.

Como se puede apreciar, los indicadores muestran una tendencia de aumento hacia niveles

de dispersion mas altos. En el caso de la UP, solo hay afectacion en los escenarios C4 y D4,


A-632 (1 nodo) B-ext (4 nodos) C (7 nodos) D (11 nodos)


1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

4 (100%)

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A-632 (1 nodo) B-ext (4 nodos) C (7 nodos) D (11 nodos)


1 (12.5%)

2 (25%)

3 (50%)

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[M

Wh

]

Figura 6-7.: Comparacion de indicadores de calidad de la energıa para distintos escenariosde DG, con el esquema de reles direccionales.

aunque en este ultimo alcanza un valor muy alto. Esto sucede porque, en base a lo visto en

6-6, la constante reaccion ante las fallas en los nodos 632, 684 y 675 son falsos disparos. Los

disparos son, en general, de los reles de la lınea 671, lo que deja sin suministro mas de dos

tercios de los usuarios de la red.

Por parte de la ENS, el mayor incremento sucede en el escenario D4, con 20 MWh. Dicho

incremento es un menor al medido con el esquema de proteccion del caso base, lo que ilustra

el beneficio de adoptar el esquema con reles direccionales. En cuanto a los demas escenarios,

los niveles altos de dispersion muestran incrementos de 15 MWh aunque con excepcion del

escenario C4, donde los falsos disparos ocurren solo en ocurrencia de HIFs.

Otro escenario con un incremento alto de ENS es el B4-int, casi con 15 MWh. No obstante,

en el indicador de UP no reporta un aumento debido a que los falsos disparos que presenta

suceden cuando hay una falla en el nodo 632. Ası, todos los usuarios son desconectados pero

mas reles toca reiniciar para restaurar el servicio.

Para concluir, se observa que el desempeno general del esquema con reles direccionales es muy

6.2 Esquema de proteccion adaptativa 97

bueno comparado con los otros. Hay escenarios donde su efectividad es absoluta, pudiendo

implementar DG sin comprometer la confiabilidad y la seguridad de la red. Sin embargo, para

algunos escenarios no es posible ajustar una coordinacion que permita un desempeno optimo,

efectuandose falsos disparos ante cualquier falla. Para mejorar dicha coordinacion, el esquema

debe ser capaz de medir la energıa generada por la DG para ajustar su disparo a estas

condiciones. A continuacion se hablara de esquemas de proteccion basados en protecciones

adaptativas, en donde la operacion de un dispositivo depende de las condiciones de la red y

de el estado de otras protecciones.

6.2. Esquema de proteccion adaptativa

Puesto que una microrred acoge una red de distribucion de media y baja tension junto

con DERs y cargas controlables, el reto mas grande es disenar un esquema de protecciones

apropiado para diferentes condiciones de operacion. Como antes de discutio, la coordinacion

tiene limitaciones cuando la operacion de los dispositivos depende unicamente de las variables

presentes en el punto donde se ubican (Tension, corriente, frecuencia, etc). Se necesitan

dispositivos que se puedan adaptar al funcionamiento de la red, incluyendo el estado de otros

dispositivos de proteccion y hasta de los recursos distribuidos. Ası, aparecen las protecciones

adaptativas.

Los dispositivos de proteccion adaptativa se utilizan para ajustar su respuesta a cualquier va-

riacion en la condicion o requerimientos de la red, utilizando senales generadas externamente

o mediante acciones de control [2]. La definicion de proteccion adaptativa encontrada en [3]

la determina como una actividad en lınea que modifica la respuesta protectora predefinida

en funcion de un cambio en las condiciones o requisitos del sistema de manera oportuna,

mediante senales generadas externamente o acciones de control. Ası, para implementar un

esquema de proteccion adaptativo, se requieren reles digitales o numericos junto con una

infraestructura de comunicacion adecuada.

Por otra parte, la proteccion adaptativa debe proteger la red para cualquiera de las con-

diciones de funcionamiento. Por lo tanto, el funcionamiento adecuado de las funciones de

proteccion y control de los dispositivos inteligentes requiere datos en tiempo real como la

informacion topologica de la red, las DERs activadas o desactivadas y la cantidad y demanda

de las cargas conectadas. Estas condiciones deben verificarse continuamente para garantizar

que los ajustes son adecuados para cada configuracion de la red.

De esta manera, los requerimientos tecnicos basicos para una implementacion practica de un

esquema de proteccion adaptativa son los comentados a continuacion.

Reles direccionales digitales o numericos: Son dispositivos inteligentes que pue-

den procesar e interpretar datos por medio de un microprocesador. Estas proteccio-

nes proporcionan flexibilidad para configurar las caracterısticas de disparo, ademas de

contar con sensibilidad a la direccion de la corriente. En adicion, este rele cuenta con


funciones adicionales a las de proteccion, como lo son funciones de control, utilizadas

ampliamente en microrredes.

Medidores de todo tipo: Pueden ser de corriente, impedancia, tension o frecuencia.

Son usados ampliamente puesto que en algunos lugares de la red se necesita tener

informacion de la operacion pero colocar reles digitales resulta muy costoso. Estos

lugares pueden ser las conexiones de las DERs a la red, o tambien a la conexiones

anteriores a las de los transformadores de MV-LV.

Red de comunicacion dedicada: Los reles individuales deben comunicarse e inter-

cambiar informacion con una computadora central o entre diferentes reles individuales.

Esta accion debe ser rapida y confiable para lograr el rendimiento del sistema de protec-

cion. Existen numerosas opciones para protocolos como arquitecturas de comunicacion.

Dichos protocolos pueden usar una plataforma fısica, medios inalambricos o enfoques

estandar. Las arquitecturas pueden basarse en sistemas centralizados o en sistemas

descentralizados donde cada rele digital toma sus propias decisiones.

Sin duda alguna, un esquema que satisfaga estos requisitos tiene un alto costo de inversion

en comparacion con un esquema de proteccion convencional [4]. Sin embargo, el costo global

corresponde a los costos de inversion y operacion para desarrollar correctamente la transicion

a microrred, en la cual el beneficio debe corresponder a un incremento en los indicadores de

calidad de la energıa y una disminucion del costo mensual en la energıa importada desde la

red de HV.

No obstante, la discusion de lo que deberıa tener y hacer un esquema de proteccion adap-

tativo, esta abierta en el sentido que esta puede ser implementada de diferentes maneras y

con diferentes estandares. Un ejemplo de un esquema de proteccion adaptativo de imple-

mentacion sencilla se presenta en [5]. Allı, los autores propusieron un esquema que ajusta

la configuracion del rele en funcion de los flujos de corriente utilizando una unidad central

de proteccion que analiza la operacion de la red en lınea. De esta manera, se comunica con

los reles para actualizar sus corrientes de funcionamiento y con las DERs para adquirir su

estado. Ademas, monitorea y actualiza los ajustes de los reles en los diferentes modos de

operacion de la red. La coordinacion entre la comunicacion y los reles permite advertir de

sobrecorrientes en ciertas partes de la red, para luego decidir las operaciones a realizar y

enviar dicha informacion de nuevo a los reles.

Aunque se describen varias soluciones en la literatura, la implementacion de esquemas de

proteccion adaptativa trae algunos problemas como los descritos a continuacion.

Existe la necesidad de actualizar y/o mejorar los dispositivos de proteccion, para acor-

tar los tiempos de respuesta de los mismos.

Se debe tener un conocimiento sobre todas las configuraciones de la red posibles antes

de implementar estas protecciones.


El establecimiento de infraestructura de comunicacion puede ser costoso, mas aun si

se utiliza un medio exclusivo para la transmision de datos, por seguridad.

Diferentes modos de funcionamiento de la red conducen a calculos complicados de

corrientes de cortocircuito.

El campo de estudio esta abierto a la solucion de dichos problemas que dificultan la im-

plementacion de los esquemas comentados. Sin embargo, algunas investigaciones llevadas a

cabo actualmente han encontrado soluciones a varios de los problemas mencionados. En ellas

se evidencia la importancia del algoritmo a implementar cuando se tiene disponibilidad de

comunicacion entre dispositivos, ya que su eficiencia influye directamente en los tiempos de

respuesta y en la simplicidad para hallar condiciones de falla a traves de las mediciones.

Dichos algoritmos no son una respuesta a todos los retos propuestos, pero sin duda alguna

hay notables beneficios en su desarrollo.

En las subsecciones a continuacion se presentan 2 distintos algoritmos que se pueden aplicar

a esquemas de protecciones adaptativas. Cabe resaltar que solo de describe el algoritmo y la

implementacion en la red del caso base ante un escenario de DG antes visto. El proceso del

montaje de la capa de fısica de comunicacion y la descripcion del protocolo de comunicaciones

adoptado no se incluyen, puesto salen del alcance de este estudio. Gracias a la interaccion

entre el software de simulacion OpenDSS y Matlab, se puede acceder a mediciones en tiempo

real y tambien implementar los algoritmos que determinaran las acciones de reles de la red.

Por otra parte, los 2 algoritmos presentados difieren en la arquitectura de su esquema de

proteccion, siendo uno centralizado y el otro descentralizado o distribuido. La diferencias

entre estas arquitecturas se abordara mas detenidamente con los algoritmos.

6.2.1. Esquema centralizado de protecciones adaptativas

La arquitectura de un esquema centralizado basa su funcionamiento en que toda la infor-

macion recogida por los medidores va hacia una Unidad Central de Procesamiento (CPU),

como se observa en la Figura 6-8. En esta unidad se reciben todas las mediciones y a partir

de dicha informacion se toma la opcion de enviar banderas a los dispositivos de proteccion.

Si la bandera enviada es igual a 1, el rele seleccionado tiene la orden de operar. El ejemplo es

mostrado es una falla en el nodo 684, en donde el CPU recibe toda la informacion de todos

los medidores de la red pero unicamente decide dar orden de disparo a los reles 611, 684 y

652.

Cabe resaltar que no solo las lıneas cuentan con un dispositivo de medicion, sino que en cada

conexion a los usuarios y en cada generador distribuido podemos encontrar uno de estos

medidores. Esto se realiza para asegurar el acceso a la informacion de los flujos de potencia

en toda la red.

Con las bases sentadas de la arquitectura de este esquema de protecciones adaptativas,

procedemos a presentar el algoritmo que se implementa. Este esta presente en [6], donde se


Figura 6-8.: Esquema centralizado de protecciones adaptativas.

enuncia que se utilizan protecciones adaptativas basadas en una proteccion integrada. En

la justificacion se comenta que la proteccion adaptativa basada en la medicion de corriente

instantanea puede llegar a no ser tan efectiva en todos los casos de falla, sobretodo cuando

tenemos una red con flujos de potencia en distintas direcciones. En terminos de este estudio,

se indica que aunque se tenga comunicacion, puede seguir habiendo casos donde haya una

perdida de sensibilidad y, por tanto, disparos no ejecutados.

Sin embargo, se enuncia que utilizando una proteccion adaptativa a usando mediciones de

tension, el esquema reacciona de manera adecuada. Parte de esta deduccion ya se ha puesto

a prueba en este estudio en el Capıtulo 5, cuando se hizo uso de reles de impedancia para

evitar la perdida de sensibilidad del esquema. De esta manera, presentan el concepto de

proteccion integrada que reune las mediciones de corriente y voltaje para los detectar la

condicion de falla, usando la comunicacion entre reles para hallar en que zona de proteccion

se encuentra.

En cuanto a los dispositivos de proteccion adaptativa usados, se presentan reles que pueden

funcionar de manera autonoma. Es decir, que en caso de una perdida de comunicacion con el

CPU, el dispositivo igualmente puede actuar haciendo una comparacion de sus mediciones

con una tension o una corriente de operacion. Sin embargo, la condicion de adaptabilidad

radica en los factores usados para el calculo de dichos valores umbrales de operacion, como se

observa en la Ecuacion 6-1 y la Ecuacion 6-2 para la corriente y la tension, respectivamente.

Ioperacion = KIULL

ZS + ZL

(6-1)


Uoperacion =ULLZL

KU(ZS + ZL)(6-2)

Donde:

KI : Coeficiente de confiabilidad de la corriente,

KU : Coeficiente de confiabilidad de la tension,

ULL : Tension lınea a lınea equivalente del sistema,

ZS : Impedancia del sistema en tiempo real y

ZL : Impedancia de la lınea de protegida.

En primer lugar, se observan dos coeficientes de confiabilidad, cuyos valores son obtenidos

on-line y pueden modificados en cualquier momento por la CPU, dependiendo de la secuen-

cia de acciones que se determina para aislar la falla. De esta manera, el tipo de falla puede

ser monofasica, bifasica o trifasica, o el flujo de potencia puede verse alterado por el funcio-

namiento de alguna DER; los coeficientes se modificaran para tener la sensibilidad necesaria

para actuar. En caso que una proteccion de respaldo detecte una condicion de falla, el siste-

ma identifica que hay una proteccion electricamente mas cercana, modificando el ajuste de

los coeficientes para que el dispositivo protector actue y el de respaldo no; evitando ası los

falsos disparos que podrıan ocurrir.

En segundo lugar, el parametro ZS tambien puede ser obtenido on-line y su valor se modifica

en caso de un cambio en el funcionamiento de la red. Por ejemplo, cuando una microrred sus-

pende su conexion a la red principal funcionando en modo aislado, la CPU esta en capacidad

de modificar dicho parametro para que las protecciones actuen conforme a la impedancia

del sistema en dicho modo. Dicha modificacion tambien sucede cuando algun ramal, por

algun motivo, esta desconectado. Los valores de ZS se aplican segun de casos previstos, cuya

informacion se encuentra albergada anteriormente en la CPU.

Por ultimo, si por las medidas de corriente el sistema no detecta la condicion de falla, por las

mediciones de tension si podra detectarla, segun la consideracion de proteccion integrada.

La combinacion entre los dos tipos de mediciones permiten un completo acceso a la infor-

macion de toda la red, alcanzando altos niveles de sensibilidad, flexibilidad y confiabilidad;

y permitiendo el desempeno optimo del algoritmo [6].

A partir de la definicion de la adaptabilidad de los dispositivos de proteccion, se procede a

presentar diagrama de flujo del algoritmo implementado en la Figura 6-9. Dicho algoritmo

inicia y se mantiene en bucle mientras no haya falla. Cuando si se detecta esta condicion,

el algoritmo finaliza cuando se realiza el envıo de una bandera con una actualizacion de los

ajustes hacia un dispositivo de proteccion adaptativa.

Cada paso del algoritmo se describe con mayor detalle a continuacion.

1. Puesto que generalmente el algoritmo inicia despues del disparo de alguna de las pro-

tecciones, se comienza ajustando el parametro ZS de todas las protecciones, segun el

estado de la red.


Figura 6-9.: Algoritmo implementado para el esquema centralizado de protecciones adap-tativas.

2. Se actualizan las mediciones de corrientes y tensiones en la red.

3. Transformacion de las mediciones instantaneas a fasores mediante la transformada

discreta de Fourier.

4. Calculo de las componentes en secuencia de la corriente para determinar si hay un

desbalance grande en la red.

5. Analisis de todas las mediciones para determinar si hay una condicion de falla en la

red. Si sı hay falla, proceder al paso 6. Si no hay falla. devolverse al paso 2.

6. Recalculo de los valores de los coeficientes de confiabilidad de la corriente y de la

tension, del dispositivo donde la alteracion es mas grande.

7. Verificacion de si hubo un cambio en los ajustes del rele n. Si hay un cambio, enviar

una bandera y la actualizacion de los parametros para que el rele n se dispare en el

instante de tiempo t1 . Si no hay cambio, no enviar bandera y cambiar el valor de n.

Cabe aclarar que, como antes se comento, en caso de interrupcion en el canal de comunica-

cion, los dispositivos pueden actuar segun su ultima configuracion de corriente o tension de

operacion, en un tiempo t2 > t1.

Finalmente, si aplicamos el esquema de proteccion junto al algoritmo centralizado en la red

usada como caso base con un escenario B4-int (4 nodos y 100 % de penetracion), tendremos

6.2 Esquema de proteccion adaptativa 103—

——

——

——

——

-H

i

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0 1 2 3 4 5


——

——

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—-

Hi

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1


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-R

eles

dir

ecci

onal

es—

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632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0 20 40 60 80


——

–R

eles

adap

tati

vos

——

——

—-

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0 2 4 6 8


Hol

aa

todoooos

——

——

——

——

–

LIF 0.004 0.016 0.063 0.2512 HIF


0%

20%

40%

60%

80%

100%

Pro

babili

dad d

e o

curr

encia

No ejecutado

No ejec. (Temp)

Falso

Falso (Temp)

Adelantado

Hol

aa

todoooos

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——

——

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LIF 0.004 0.016 0.063 0.2512 HIF


0%

20%

40%

60%

80%

100%

Pro

babili

dad d

e o

curr

encia

No ejecutado

No ejec. (Temp)

Falso

Falso (Temp)

Adelantado

Figura 6-10.: Disparos bajo el escenario B4-int, con el esquema de reles direccionales (Iz-quierda) y el esquema centralizado de protecciones adaptativas (Derecha).


como resultado las probabilidades de disparos incorrectos mostradas en la Figura 6-10,

comparadas con el esquema de reles direccionales.

Como se aprecia, las probabilidades de disparos no ejecutados y falsos disparos son nulas

con la implementacion del esquema centralizado de protecciones adaptativas. Los disparos no

ejecutados cesan puesto que las protecciones se adaptan para tener la sensibilidad necesaria

para actuar, tal como los falsos disparos no ocurren puesto que el sistema hace que las

protecciones de las lıneas 646, 611 y 675 actuen antes que cualquier otro dispositivo.

A continuacion se cambiara la arquitectura del esquema de proteccion, de tal manera que se

ejecute un algoritmo que funcione de manera descentralizada.

6.2.2. Esquema descentralizado de protecciones adaptativas

La arquitectura descentralizada o distribuida basa su funcionamiento en el procesamiento

de datos en distintas unidades de procesamiento (PUs), las cuales pueden implementarse en

unidades ubicadas en cada nodo o utilizando los mismos reles numericos si el algoritmo no es

muy complejo. Ademas, la informacion que manejan es la obtenida por sus medidores y los

de los dispositivos de proteccion vecinos. En la Figura 6-12 es posible apreciar un ejemplo de

este comportamiento. Notese que la PU del dispositivo 646 1 recibe solo la informacion de su

propio medidor y de los medidores de los dispositivos 646 2 y 645 2, los vecinos inmediatos

a esta proteccion. Ası, aunque la capacidad de la PU es menor a la de una CPU, la cantidad

de datos procesados es mucho menor.

Figura 6-11.: Esquema descentralizado de protecciones adaptativas.

Otro ejemplo observado en la Figura 6-12, es la respuesta del sistema a una falla en el nodo

692. La PU 692 2 debe detectar a partir de la medicion de sus vecinos que la falla se ubica


aguas abajo de esta proteccion. Al mismo tiempo, la PU 692 1 tambien tiene la informacion

que la corriente que registra el medidor de la PU 692 2 es mas grande que la suya, pero sus

otros vecinos registran una corriente menor, por lo cual no ejecuta un disparo. Al final, dicha

falla es aislada por los reles 692 2 y 675 1.

En sıntesis, la mayorıa de esquemas descentralizados busca evitar la complejidad en el pro-

cesamiento de datos y, junto con una menor distancia entre los dispositivos, disminuir el

tiempo invertido en la toma de decisiones. De acuerdo a esta premisa, el algoritmo contenido

en [7] se fundamenta en el uso del principio diferencial (detallado en el Capıtulo 2) para la

proteccion todos los elementos de la red. Ası, para detectar si hay una condicion de falla, se

realiza una sumatoria de las corrientes que entran o salen de la zona protegida, sea un nodo

o una lınea. Cualquier corriente que circule por otros caminos puede se detectada cuando la

sumatoria de los fasores de corriente no sean iguales a cero. En la Ecuacion 6-3 se aprecia el

calculo de la corriente diferencial para el nodo 671.

Idiferencial 671 = I671 2 + I684 1 + I692 1 + I680 1 + Icarga 671 (6-3)

Notese que se incluye la medicion de la corriente utilizada para suplir a los usuarios conec-

tados al nodo. El mismo tratamiento se debe adoptar cuando hay presencia de generadores

distribuidos en la red. Se debe dedicar un dispositivo para la medicion de la corriente apor-

tada por la DER y esta medicion debe entrar en el calculo de la corriente diferencial.

De esta manera, el algoritmo es implementado en cada dispositivo para contemplar cuando

la corriente diferencial es mayor a cierto valor de tolerancia, iniciando un contador en caso

de que esto ocurra. Cuando el contador excede un valor umbral configurado anteriormente,

se le da la orden de operacion al rele. Este proceso permite que el sistema sea selectivo ante

algunos fenomenos transitorios.

Sin embargo, aunque la robustez del principio diferencial permite que el algoritmo tenga un

alto grado de confiabilidad, Damhare hace enfasis en las razones por las que este esquema

puede tener faltas de precision en su operacion. Entre ellas estan:

Se desprecia el efecto de la corriente que circula por las capacitancias en derivacion,

presentes en todas las lıneas.

Inexactitudes en el modelamiento de las lıneas compensadas con una capacitancia en

serie.

Retraso entre la medicion local de corriente y las mediciones remotas (mediciones de

los vecinos), debido a una ecualizacion en el canal de comunicacion.

Inexactitudes del transformador de corriente (CT), en particular con la saturacion del

nucleo en presencia de componentes en DC de las corrientes [8].


Para algunos de estos problemas, el autor del algoritmo plantea dos distintas soluciones; una

para el problema de las capacitancias presentes en las lineas y otro para el retraso en las

mediciones.

La solucion planteada para evitar la falta de precision asociada a la corriente que circula

por las capacitancias de las lıneas es la de incluirlas en el calculo de la corriente diferencial.

Para esto, se debe tener los parametros de susceptancia de las lıneas y sus componentes

en secuencia (B0 y B1), ademas de la medicion de la tension. Con estos valores, podemos

hallar mediante la Ecuacion 6-4 la corriente que circula por la lınea que parte desde el nodo

estudiado hacia el otro nodo.

Isalida(a)

Ilınea(b)

Ilınea(c)

=

Imedida(a)

Imedida(b)

Imedida(c)

+j

6

B0 −B1 B0 + 2B1 B0 + 2B1

B0 + 2B1 B0 −B1 B0 + 2B1

B0 + 2B1 B0 + 2B1 B0 −B1

Umedida(a)

Umedida(b)

Umedida(c)

(6-4)

De esta manera, estas corrientes son tenidas en cuenta para aumentar la precision de la

medida.

La solucion propuesta para el retraso de tiempo de las mediciones es adicionar al PU en cada

zona de proteccion una conexion al sistema de posicionamiento global (GPS), de tal manera

que todas las mediciones vayan acompanadas de la informacion del tiempo preciso en el que

se realizo la medicion. con este sello de tiempo, solo las muestras que correspondan al mismo

instante de tiempo podrıan ser comparadas entre si. Adicionalmente, el retraso en el canal

de comunicacion puede ser registrado para utilizarse en el caso donde haya intermitencias

en la disponibilidad de la senal de GPS. Dicho valor de retraso tiene una variabilidad muy

limitada, lo que permite considerarlo para utilizar en caso que se necesite un respaldo.

Finalmente, el algoritmo utilizado para el esquema descentralizado es el visto en la Figura 6-

12, donde cabe resaltar que dicho algoritmo se implementa para cada una de las PU presentes

en la red. La descripcion en detalle de cada paso del algoritmo se presenta a continuacion.

1. Entrada de los parametros de las lıneas, las configuraciones del los rele, la frecuencia

de muestreo y el valor maximo del contador.

2. Reinicio del contador.

3. Adquisicion de las muestras de corriente y de tension en las tres fases, las cuales tienen

un sello de tiempo gracias al GPS.

4. Transformacion de las mediciones de corriente y de tension a fasores para actualizar

los anteriores valores.

5. Calculo de las corrientes que circulan por las lıneas mediante la Ecuacion 6-4.

6. Adquisicion de los fasores de las terminales vecinas con marcas de tiempo diferentes a

las mediciones propias.


Figura 6-12.: Algoritmo implementado para el esquema descentralizado de proteccionesadaptativas.

7. Calculo de la corriente diferencial mediante la Ecuacion 6-3, segun la zona protegida.

8. Verificacion del criterio de la corriente diferencial. Si es mayor al valor de tolerancia,

el contador aumenta. Si no es mayor, el contador disminuye hasta llegar a cero.

9. Si el contador es mayor al valor maximo configurado, dar la orden para ejecutar un

disparo. Si no es mayor, volver al paso 3.

De esta manera, cuando se implementa el algoritmo en el esquema descentralizado de pro-

tecciones adaptativas en la red base, con implementacion del escenario B4-ext (4 nodos con

DERs y penetracion del 100 %), se obtiene las probabilidades de disparos incorrectos vistas

en la Figura 6-13.

Como se puede observar, se realiza la comparacion con la respuesta del sistema con un esque-

ma de reles direccionales. Tal como en el caso anterior, las zonas en donde hay probabilidad

de disparos incorrectos con los reles direccionales ya no presentan dicha reaccion. El esquema

adaptativo evita todo tipo de disparo incorrecto dado su principio diferencial, el cuenta con

la sensibilidad para detectar tanto las LIFs como las HIFs y con la selectividad para que no

se disparen protecciones fuera de la zona de proteccion.

En comparacion con el esquema centralizado, se analiza que este cuenta como ventaja la

disminucion en la complejidad del algoritmo. En adicion, si se desea agregar generadores

distribuidos a lo largo de la red, basta con ajustar la configuracion de los vecinos para la

integracion al esquema de proteccion; no como en el caso contrario, donde deberıa hacerse

un cambio en la programacion en la CPU para cualquier cambio que se haga en la red. Sin


——

——

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——

—-

Hi

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0 2 4 6 8 10


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Hi

632

671684611

652 670

692 675

645646 633

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1


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-R

eles

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671684611

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0 20 40 60 80


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–R

eles

adap

tati

vos

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632

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652 670

692 675

645646 633

0 2 4 6 8


Hol

aa

todoooos

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LIF 0.004 0.016 0.063 0.2512 HIF


0%

20%

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60%

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babili

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e o

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No ejecutado

No ejec. (Temp)

Falso

Falso (Temp)

Adelantado

Hol

aa

todoooos

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0%

20%

40%

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Pro

babili

dad d

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No ejecutado

No ejec. (Temp)

Falso

Falso (Temp)

Adelantado

Figura 6-13.: Disparos bajo el escenario B4-ext, con el esquema de reles direccionales (Iz-quierda) y el esquema descentralizado de protecciones adaptativas (Derecha).


embargo, con el algoritmo descentralizado tenemos una desventaja con la tecnologıa de los

reles. No todos los reles numericos admiten la programacion del algoritmo, lo cual limita la

aplicabilidad del esquema descentralizado.

Conclusiones

Un esquema compuesto por pares de reles direccionales en cada lınea tiene un buen

desempeno ante escenarios de DG puesto permite realizar una coordinacion selectiva

ante flujos inversos de corriente. Sin embargo, no todas las distribuciones de DERs

permiten una configuracion que responda correctamente a todas las fallas en la red.

Los ajustes en los reles direccionales que se sobreponen al de otros dispositivos producen

falsos disparos para cualquier falla. Este comportamiento es encontrado generalmente

en los escenarios con niveles de dispersion donde las DERs se encuentran en nodos

contiguos, ademas de tener un alto nivel de penetracion.

Para los escenarios de DG cuya coordinacion no se puede llevar a cabo con reles direc-

cionales, se debe hacer uso de dispositivos ajustables de manera remota, por lo menos

en las localizaciones donde la coordinacion no es posible.

Los esquemas de proteccion adaptativa reunen los conceptos de otros tipos de esque-

mas para plantear diferentes condiciones de red. Ya que estan disenados para actuar

conforme al funcionamiento de la DG, no presentan los efectos indeseados tratados

anteriormente. No obstante, los problemas de estos esquemas se basan mas en la parte

tecnica de considerar e integrar diferentes actores con caracterısticas propias en un

sistema de comunicacion.

El desarrollo de un algoritmo que coordine la operacion de los dispositivos, dentro del

esquema de proteccion adaptativa, permite disminuir la complejidad de la programa-

cion a desarrollar. Esto porque es una metodologıa ya elaborada anteriormente, que se

puede implementar en cualquier red con la arquitectura en la que se base el algoritmo.

La arquitectura con la se monte la red de comunicacion, centralizada y descentralizada,

permite la implementacion de distintos algoritmos basados en diferentes principios de

proteccion. Sin embargo, se evidencia a partir de los ejemplos desarrollados un mayor

beneficio en la implementacion de un esquema descentralizado cuando se desea incluir

DG dentro de la red.

110 Referencias

Referencias

[1] M. Gomes, P. Coelho y C. Moreira, “Microgrid Protection Schemes”, en Microgrids

Design and Implementation, A. C. de Souza y M. Castilla, eds., Cham: Springer Inter-

national Publishing, 2019, pags. 311-336, isbn: 978-3-319-98687-6. doi: 10.1007/978-

3-319-98687-6\_12. direccion: https://doi.org/10.1007/978-3-319-98687-

6_12.

[2] A. Oudalov, “Advanced Architectures and Control Concepts for More MicroGrids”,

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[3] N. Schaefer, T. Degner, A. Shustov y T. Keil, “Adaptive protection system for distri-

bution networks with distributed energy resources”, 2010, pags. 1-5. doi: 10.1049/

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[5] A. Oudalov y A. Fidigatti, “Adaptive network protection in microgrids”, International

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[6] J. Li, J. He, H. Zhang, F. Xie, Z. Bo y T. Yip, “Research on adaptive protection

based on integrated protection”, en 2011 International Conference on Advanced Power

System Automation and Protection, vol. 2, oct. de 2011, pags. 848-852. doi: 10.1109/

APAP.2011.6180714.

[7] S. Dambhare, S. A. Soman y M. C. Chandorkar, “Adaptive Current Differential Pro-

tection Schemes for Transmission-Line Protection”, IEEE Transactions on Power De-

livery, vol. 24, n.o 4, pags. 1832-1841, oct. de 2009, issn: 1937-4208. doi: 10.1109/

TPWRD.2009.2028801.

[8] P. K. Gangadharan, T. S. Sidhu y A. Klimek, “Influence of current transformer satura-

tion on line current differential protection algorithms”, IET Generation, Transmission

Distribution, vol. 1, n.o 2, pags. 270-277, 2007, issn: 1751-8695. doi: 10.1049/iet-

gtd:20060138.

http://dx.doi.org/10.1007/978-3-319-98687-6\_12

http://dx.doi.org/10.1007/978-3-319-98687-6\_12

https://doi.org/10.1007/978-3-319-98687-6_12

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http://dx.doi.org/10.1049/cp.2010.0344

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http://dx.doi.org/10.1109/APAP.2011.6180714

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http://dx.doi.org/10.1109/TPWRD.2009.2028801

http://dx.doi.org/10.1109/TPWRD.2009.2028801

http://dx.doi.org/10.1049/iet-gtd:20060138

http://dx.doi.org/10.1049/iet-gtd:20060138

7. Conclusiones y recomendaciones

7.1. Conclusiones

La valoracion de los efectos indeseados de diferentes niveles de penetracion y dispersion de

generacion distribuida en la red, proveen de informacion detallada que puede senalar seccio-

nes de la red predispuestas a perdidas de sensibilidad o con riesgo a presentar perdidas de

coordinacion. Por ejemplo, la presencia de generadores afecta la coordinacion de todas las

protecciones aguas arriba de la red, por lo cual la localizacion de los recursos energeticos

distribuidos es otro factor a tomar en cuenta. De esta manera, los nodos mas cercanos al ali-

mentador son lugares mas adecuados para ubicar la generacion con alto nivel de penetracion.

No obstante, de los puntos mas crıticos para ubicar un generador es cerca a un reconectador,

dado que los indicadores de confiabilidad tienen una afectacion considerable en estos casos

por perdidas de coordinacion.

Con la posibilidad de valorar los efectos indeseados, se abre un espacio para probar modi-

ficaciones en el esquema de proteccion que permitan mejorar los indicadores evaluados. En

principio, la solucion mas sencilla y barata es el cambio en los ajustes de los dispositivos

de proteccion. Desafortunadamente, su efectividad depende de la distancia electrica de los

recursos distribuidos, por lo que no es aplicable cuando el nivel de dispersion de la red es

medio o alto.

Despues, se procede a la inclusion de seccionalizadores, la cual ocasiona la disminucion de

falsos disparos dado que su coordinacion no depende del uso de curvas de corriente contra

tiempo. Con menor cantidad de falsos disparos, naturalmente los indicadores de potencia no

atendida y energıa no suministrada se reduciran.

Finalmente, los reles de impedancia funcionan muy bien ante la implementacion de genera-

cion distribuida puesto que son poco susceptibles a los cambios de flujo de corriente. De esta

manera, son muy efectivos cuando se trata de evitar disparos no ejecutados, asegurando la

confiabilidad y seguridad de la red.

Por otro lado, para los escenarios de generacion distribuida donde no se puede llevar a cabo

la mitigacion de efectos indeseados, se debe hacer cambio en el paradigma del esquema de

coordinacion, adoptando esquemas usados en microrredes. Ası, uno de los esquemas usa-

dos fue uno compuesto por pares de reles direccionales en cada lınea, alcanzando un buen

desempeno ante escenarios de alta penetracion puesto que permite realizar una coordinacion

selectiva ante flujos inversos de corriente. Sin embargo, no todos los escenarios de generacion

distribuida permiten una configuracion que responda correctamente a todas las fallas en la

112 7 Conclusiones y recomendaciones

red. Se debe hacer uso de dispositivos que se adapten a las condiciones de la red, sobre

todo en las localizaciones donde la coordinacion con el otro esquema no es posible. De esta

manera, los esquemas de proteccion adaptativa reunen los conceptos de otros tipos de esque-

mas y agregan comunicacion entre los dispositivos para decidir como actuar ante diferentes

condiciones en la red. Ya que estan disenados para actuar conforme al funcionamiento de la

DG, no presentan los efectos indeseados tratados en el documento.

7.2. Recomendaciones

El estudio llevado a cabo buscaba hacer un acercamiento a las metodologıas para la valo-

racion de la respuesta del esquema de protecciones ante la generacion distribuida. Con la

modificacion del esquema convencional y la inclusion de otros esquemas, se ilustro como

las metodologıas sı funcionan, facilitando el analisis y permitiendo descubrir fenomenos que

de otra manera hubieran sido pasados por alto. De esta manera, como recomendacion y/o

trabajo futuro se busca la aplicacion de dichas metodologıas en otras redes y esquemas de

proteccion, de tal manera que se puedan encontrar mejores formas de mitigamiento del efecto

de la generacion distribuida.

Adicionalmente, los esquemas que surgen a partir de la transicion a microrredes cuentan con

un campo grande de accion puesto que no hay establecida una manera de implementar dichos

esquemas sin resolver todos los problemas tecnicos. Particularmente, para el esquema con

reles direccionales, hay un espacio para asegurar la estabilidad de la red incluyendo el uso

de los recursos distribuidos para alimentar partes de la red que no hayan tenido incidencia

en los fenomenos de falla.

Para finalizar, se hace enfasis en que con el cambio de paradigma en las redes de distribu-

cion, es de gran importancia trazar vıas para la modificacion de las redes convencionales,

facilitando el proceso y dando un marco de referencia para incentivar el uso de recursos

distribuidos.

A. Anexo: Caracterısticas de tiempo

contra corriente de los fusibles de

sobrecorriente

A.1. Fusibles tipo K

A continuacion se incluyen las curvas de los fusibles tipo K en todos sus valores comerciales.

La Figura A-1 muestra las curvas de fusion mınima, mientras que la Figura A-2 muestra

las curvas de tiempo de operacion.

101 102 103 104

Corriente [A]

10-2

10-1

100

101

102

103

Tie

mpo [segundos]

8106 40

3025

2015

12200140

5065

80100

Figura A-1.: Curvas de tiempo contra corriente de la fusion mınima de los fusibles tipo K.

A.2. Fusibles tipo T

De manera similar a la anterior seccion, en la Figura A-3 se muestra las curvas de fusion

mınima, mientras que el la Figura A-4 son contenidas las curvas de tiempo de operacion.

114 A Anexo: Caracterısticas de tiempo contra corriente de los fusibles de sobrecorriente

101 102 103 104

Corriente [A]

10-2

10-1

100

101

102

103

Tie

mpo [segundos]

68

1012

1520

403025

200140

6550 80

100

Figura A-2.: Curvas de tiempo contra corriente del tiempo de operacion de los fusibles tipoK.

101 102 103 104

Corriente [A]

10-2

10-1

100

101

102

103

Tie

mpo [segundos]

6 1512108 2520 4030140 2008050 65 100

Figura A-3.: Curvas de tiempo contra corriente de la fusion mınima de los fusibles tipo T.

A.2 Fusibles tipo T 115

101 102 103 104

Corriente [A]

10-2

10-1

100

101

102

103

Tie

mpo [segundos]

8 20 402515126 10 30 6550 80100

200140

Figura A-4.: Curvas de tiempo contra corriente del tiempo de operacion de los fusibles tipoT.

B. Anexo: Artıculos publicados bajo el

marco de la tesis

A continuacion se mostraran los diferentes artıculos publicados bajo el marco de esta tesis.

Cada uno fue presentado y sustentado en su respectivo evento.

B.1. Assessment of Increasing PV Penetration Levels on

Step Voltage Regulators Performance

Presentado en el 2018 IEEE PES Transmission & Distribution Conference and Exhibition -

Latin America (T&D-LA). Lima, Peru.

doi: 10.1109/TDC-LA.2018.8511789

URL: http://ieeexplore.ieee.org/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=8511789&isnumber=

8511635.

B.2. Assessment of DG Effect on a Protection Scheme

considering High Impedance Faults

Presentado en el Power Electronics and Power Quality Applications (PEPQA) 2019 IEEE

Workshop. Manizales, Colombia.

doi: 10.1109/PEPQA.2019.8851563


8851528.

B.3. Loss of Coordination in a Protection Scheme due to

DG assessed by means of Reliability Analysis

Presentado en el PowerTech 2019 IEEE Milano. Milan, Italia.

doi: 10.1109/PTC.2019.8810984


8810400.

http://ieeexplore.ieee.org/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=8511789&isnumber=8511635






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Respuesta de un esquema de protecci on en distribuci on