ANALISIS DEL IMPACTO SOBRE LAS PROTECCIONES
ELÉCTRICAS AL INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS EN UNA RED DE DISTRIBUCIÓN CON
NIVEL DE TENSIÓN 13.2 kV.
Claudia Janeth Díaz Urbina
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Ingeniería y Arquitectura
Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Computación
Manizales, Colombia
2015
II ANALISIS DEL IMPACTO SOBRE LAS PROTECCIONES ELÉCTRICAS AL
INSTALAR SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS EN UNA RED DE
DISTRIBUCIÓN CON NIVEL DE TENSIÓN 13.2 kV.
ANALISIS DEL IMPACTO SOBRE LAS PROTECCIONES
ELÉCTRICAS AL INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS EN UNA RED DE DISTRIBUCIÓN CON
NIVEL DE TENSIÓN 13.2 kV.
Claudia Janeth Díaz Urbina
Tesis o trabajo de investigación presentada(o) como requisito parcial para optar al título
de:
Magister en Ingeniería Eléctrica
Director (a):
Sandra Ximena Carvajal
Línea de Profundización
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Ingeniería y Arquitectura
Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Computación
Manizales, Colombia
2015
Contenido III
Agradecimientos
Quiero agradecer primero que todo a Dios por darme la oportunidad de realizar la
maestría, por los triunfos y los momentos difíciles en mi vida los cuales me han enseñado
a ser mejor persona, a mi madre y mi esposo por su apoyo incondicional, consejos y
confianza.
Gracias también a mi director (a) de trabajo de tesis, Sandra Ximena Carvajal, quien me
ha orientado y acompañado desde el primer día que empecé a realizar la tesis.
A las personas anteriormente mencionadas, les quiero agradecer su apoyo, comprensión y consejos para el desarrollo de este trabajo.
Resumen y Abstract V
Resumen
El presente trabajo mostrará el impacto de instalar sistemas solares fotovoltaicos en una
red de distribución a nivel de tensión 13,2 kV; inicialmente tendrá una parte teórica en
donde se explica que son los sistemas solares fotovoltaicos y como se ajustan los
esquemas de protección, en la parte práctica se mostraran los casos de estudio
utilizados un circuito a 13.2 kV del operador de red CHEC S.A.E.S.P, con distintos
escenarios de operación en el que el sistema solar fotovoltaico impacta en la
coordinación de protecciones del sistema CHEC S.A.E.S.P. De igual manera se
analizará el comportamiento de las protecciones propuestas para proteger la generación
distribuida y como puede impactar en la protecciones actuales.
Finalmente, se presentan las simulaciones con los ajustes de protección actuales y
recomendados en escenarios de operación de demanda máxima y mínima y escenarios
de conexión con y sin sistemas solares fotovoltaicos.
Palabras clave: Red inteligente, microrred, Generador Fotovoltaico, Elementos de
protección del circuito, panel solar, IEEE 1547, relés, sobrecorriente.
VI ANALISIS DEL IMPACTO SOBRE LAS PROTECCIONES ELÉCTRICAS AL
INSTALAR SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS EN UNA RED DE
DISTRIBUCIÓN CON NIVEL DE TENSIÓN 13.2 kV.
Abstract
Analysis of impact on protection to install electrical systems photovoltaic in a distribution network with 13.2 kV voltage level.
This paper shows the impact of installing solar photovoltaic systems in a distribution
network to 13.2 kV voltage level; initially have a theoretical part where you explain that
are solar photovoltaic systems and schemes of protection are adjusted, in the practical
case studies used a circuit 13.2 kV network operator CHEC SAESP, with different
scenarios show operating in the solar photovoltaic system impacts the coordination of
system protections CHEC SAESP Similarly the behavior of the proposed safeguards to
protect distributed generation and how it may impact on the current protections are
analyzed.
Finally, simulations are presented with current protection settings and operating scenarios
recommended maximum and minimum demand and connection scenarios with and
without solar photovoltaic systems.
Keywords: Smart grid, microgrid, Photovoltaic Generator, Elements circuit protection,
solar panel, IEEE 1547, relays, overcurrent.
VII ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Contenido
1. Capítulo 1 ................................................................................................................... 13
PLANTEAMIENTO Y OBJETIVOS DE LA TESIS .......................................................... 13 1.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 13 1.2 MOTIVACIÓN E INTERES POR EL TEMA ...................................................... 15 1.3 IDENTIFICACION DEL PROBLEMA ................................................................ 16 1.4 OBJETIVOS DEL PRESENTE TRABAJO ........................................................ 16
2. Capítulo 2 ................................................................................................................... 17
SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS Y NORMAS INTERNACIONALES .............. 17 2.1 DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS ........................ 17
2.1.1 SISTEMAS AISLADOS .................................................................................. 19 2.1.2 SISTEMAS DE CONEXIÓN A RED. ............................................................... 20 2.1.3 MÓDULO FOTOVOLTAICO Y LOS PANELES SOLARES ............................. 20
2.2 EFECTOS DE LA CONEXIÓN DE LOS SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS EN REDES DE DISTRIBUCIÓN. ................................................................................ 22
2.2.1 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA ENERGIA SOLAR ............................. 25 2.3 NORMAS INTERNACIONALES PARA LA CONEXIÓN DE SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS EN REDES DE DISTRIBUCION. ................................ 27
2.3.1 NORMAS IEEE .............................................................................................. 27 2.3.2 NORMA IEC .................................................................................................. 30
3. Capítulo 3 ................................................................................................................... 32
SISTEMAS DE PROTECCION ELECTRICA .................................................................. 32 3.1 TIPOS DE RELES DE SOBRECORRIENTE .................................................... 32 3.2 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES............................................................... 39
3.2.1 SENSIBILIDAD ............................................................................................... 39 3.2.2 SELECTIVIDAD ............................................................................................. 39 3.2.3 RAPIDEZ ........................................................................................................ 40 3.2.4 TIPOS DE PROTECCIONES ......................................................................... 40 3.2.5 COORDINACIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE SOBRECORRIENTE ........... 40
3.3 EFECTOS DE LA CONEXIÓN EN LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE EN UN ALIMENTADOR .................................................................................................... 44
4. Capítulo 4 ................................................................................................................... 48
ESQUEMAS DE PROTECCIONES EN REDES DE DISTRIBUCIÓN CON SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS. ...................................................................................... 48
4.1 INTRODUCCIÓN....................................................................................................... 48
4.2 CASO DE ESTUDIO: RED DE DISTRIBUCIÓN REAL ............................................. 49 4.3 IMPACTO DE LOS SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS INSTALADA DEBIDO A LA UBICACIÓN EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN ..................................... 50
4.3.1 CONEXIÓN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO EN UN SOLO PUNTO ...... 51
VIII ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA RED
DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
4.3.2 CONEXIÓN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO DIVIDIDA EN VARIOS PUNTOS ...................................................................................................................54
4.4 IMPACTO DE LA INSTALACION DE SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS EN LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN ........................................................................ 57
4.4.1 AJUSTE DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN REAL CON CONEXIÓN DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO EN UN SOLO PUNTO. .............................................................................................57 4.4.2 CURVAS DE PROTECCIÓN RED DE DISTRIBUCIÓN REAL SIN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO .........................................................................................58
4.5 AJUSTE DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCION REAL CON CONEXIÓN DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO. . 63
4.5.1 AJUSTE DE PROTECIÓN RELÉ 3 ..................................................................63 4.5.2 AJUSTE DE PROTECCIÓN RELÉ 2................................................................66 4.5.3 AJUSTE DE PROTECIÓN RELÉ 1 ..................................................................67
4.6 SIMULACIÓN EQUIPOS DE PROTECCIÓN RED DE DISTRIBUCIÓN REAL ..... 67 4.7 ESQUEMA DE PROTECCIONES SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO NIVEL DE TENSIÓN 0.44 kV. ...................................................................................................... 69
4.7.1 AJUSTE PROTECCIÓN BAJA TENSIÓN (27) ................................................69 4.7.2 AJUSTE PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN (59) .............................................69 4.7.3 AJUSTE PROTECCIÓN DE SOBRE Y BAJA FRECUENCIA (81) ..................69
4.8 AJUSTE DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN REAL CON CONEXIÓN DE SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS EN VARIOS PUNTOS. ................................................................. 70
4.8.1 AJUSTE DE PROTECCIÓN PARA LOS SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS. ..................................................................................................71
4.9 SIMULACIÓN EQUIPOS DE PROTECCIÓN RED DE DISTRIBUCIÓN REAL ..... 72
5. Capítulo 5 ...................................................................................................................74
CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS ..................................................................74 5.1 CONCLUSIONES ............................................................................................. 74 5.2 RECOMENDACIONES PARA TRABAJOS FUTUROS ..................................... 76
IX ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Lista de figuras
Figura 1.1 Esquema de red inteligente (Centro de estudios e investigaciones técnicas de
Guipuzkoa, 2009). .......................................................................................................... 14
Figura 2.1 Sistema de generación Fotovoltaica (sfe-solar,2014) .................................... 19
Figura 2.2 Esquema sistema fotovoltaico conectado a la red. (Cornejo Lalupú, 2013) . 22
Figura 2.2-1 Aplicaciones de la energía solar Fotovoltaica como suministros eléctricos
(exelsolar,2014) .............................................................................................................. 24
Figura 2.2-2 Sistema fotovoltaico conectado a la red (sitiosolar,2014) ........................... 25
Figura 3.1.1.3 Característica de operación tiempo/corriente de los relés de
sobrecorriente. (Gers, 3rd edición) ................................................................................ 34
Figura 3.1.2 Característica tiempo/corriente de un fusible 200K (a) y 200 T (b) (Gers, 3rd
edición) .......................................................................................................................... 36
Figura 3.1.2-1Tipos de curva tiempo - corriente de un reconectador (Rozas,2010) ........ 37
Figura 3.1.2-2Secuencia de operación de reconectador de falla permanente (Cooper
Power System) ............................................................................................................... 38
Figura 3.2.5.1 Método de coordinación tiempo – corriente (Navarro, 2013) .................... 41
Figura 3.2.5.1-1 Coordinación entre fusibles tipo K (Zapata Castrillón, 2011) ............... 42
Figura 3.2.5.1-2 Coordinación entre fusibles tipo T (Zapata Castrillón, 2011) ................ 42
Figura 3.2.5.2 curvas coordinación reconectador – fusible (Navarro, 2013) .................. 43
Figura 3.3 Protecciones presentes en la red de distribución (Rozas, 2010) (Bravo de las
Casas, 2009). ................................................................................................................. 45
Figura 3.3-1 Aumento del nivel de cortocircuito (Butler, 2011) ....................................... 46
Figura 3.3-2 Fatiga del fusible (Butler, 2011) ................................................................. 46
Figura 3.3-3 Disparo Falso (Karen, 2011) ...................................................................... 47
Figura 4.2 Topología subestación Bolivia ....................................................................... 50
Figura 4.3.1 Topología Circuito BOL23L13 – LA MIEL con PV ....................................... 51
Figura 4.3.1-1 Diagrama Unifilar Circuito BOL23L13 – LA MIEL con PV ........................ 52
Figura 4.3.2 Topología Circuito BOL23L13 – LA MIEL con PV ....................................... 55
Figura 4.4.1 Localización reconectadores S/E BOLIVIA ................................................. 57
Figura 4.4.2.1 Corriente de cortocircuito trifásica sin PV ................................................ 59
Figura 4.4.2.1-1 Corriente de cortocircuito Monofásica sin PV ....................................... 60
Figura 4.4.2 Corriente de cortocircuito trifásica sin PV ................................................... 61
Figura 4.4.2-1 Corriente de cortocircuito Monofásica sin PV .......................................... 62
X ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA RED
DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 4.6 Corriente de cortocircuito Monofásica con PV – ajustes actuales equipos de
protección. ...................................................................................................................... 67
Figura 4.6-1 Corriente de cortocircuito Monofásica con PV – nuevos ajustes equipos de
protección. ...................................................................................................................... 68
Figura 4.9 Corriente de cortocircuito Monofásica con PV – nuevos ajustes equipos de
protección. ...................................................................................................................... 73
Figura Anexo C Corriente de cortocircuito Máxima trifásica sin PV ................................. 95
Figura Anexo C Corriente de cortocircuito Máxima monofásica sin PV ........................... 96
Figura Anexo C.1 Corriente de cortocircuito mínima trifásica sin PV ............................... 97
Figura Anexo C.1 Corriente de cortocircuito Mínima monofásica sin PV ......................... 98
Figura Anexo C.2 Corriente de cortocircuito máxima trifásica sin PV .............................. 99
Figura Anexo C.2 Corriente de cortocircuito máxima monofásica sin PV ...................... 100
Figura Anexo C.3 Corriente de cortocircuito mínima trifásica sin PV ............................. 101
Figura Anexo C.3 Corriente de cortocircuito mínima monofásica sin PV ....................... 102
Figura Anexo C.4 Corriente de cortocircuito máxima trifásica con PV ........................... 103
Figura Anexo C.4 Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV ..................... 104
Figura Anexo C.5 Corriente de cortocircuito mínima trifásica con PV ............................ 105
Figura Anexo C.5 Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV ...................... 106
Figura Anexo C.6 Corriente de cortocircuito máxima trifásica con PV ........................... 107
Figura Anexo C.6 Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV ..................... 108
Figura Anexo C.7 Corriente de cortocircuito mínima trifásica con PV ............................ 109
Figura Anexo C.7 Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV ...................... 110
Figura Anexo D Corriente de cortocircuito máxima trifásica con PV .............................. 111
Figura Anexo D Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV ........................ 112
Figura Anexo D.1 Corriente de cortocircuito mínima trifásica con PV ............................ 113
Figura Anexo D.11 Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV .................... 114
Figura Anexo D.2 Corriente de cortocircuito máxima trifásica con PV ........................... 115
Figura Anexo D.2 Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV ..................... 116
Figura Anexo D.3 Corriente de cortocircuito mínima trifásica con PV ............................ 117
Figura Anexo D.3 Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV ...................... 118
XI ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Lista de tablas
Tabla 2.2.1 Ventajas y desventajas de la energía solar .................................................. 26
Tabla 2.3.1.1 Respuesta a tensiones anormales en sistemas interconectados (IEEE
1547, 2003) .................................................................................................................... 28
Tabla 2.3.1.1-1 Respuesta a frecuencias anormales en sistemas interconectados (IEEE
1547,2003) ..................................................................................................................... 29
Tabla 4.1.2 TIPOS DE CARTUCHOS FUSIBLES (Martínez, 2010)................................ 35
Tabla 3.2.5.2 Valores de factor de corrección K1 (Navarro, 2013) ................................. 43
Tabla 4.3.1.1 Valor de tensión Demanda Máxima sin PV ............................................... 53
Tabla 4.3.1.2 Valor de tensión Demanda Máxima con PV .............................................. 53
Tabla 4.3.1.2-1 Valor de tensión y Cargabilidad PV con Demanda Máxima ................... 54
Tabla 4.3.2.1 Valores de tensión Demanda Máxima con PV .......................................... 55
Tabla 4.3.1.2-2 Valores de tensión y Cargabilidad PV con Demanda Máxima ............... 56
Tabla 4.3.2.3 Valores de tensión Demanda Máxima con PV .......................................... 56
Tabla 4.4.1 Ajustes relé de protección lado de baja transformador BOL23T11
(Suministrados por el operador de red CHEC S.A.E.SP) ................................................ 58
Tabla 4.4.1-1 Ajustes relé de protección circuito BOL23L13 Suministrados por el
operador de red CHEC S.A.E.SP) .................................................................................. 58
Tabla 4.5 Parámetros eléctricos circuito BOL23L13 con PV ........................................... 63
Tabla 4.5.1.1 Ajustes relé de protección punto conexión PV .......................................... 66
Tabla 4.5.2 Ajustes relé de protección circuito BOL23L13 con conexión PV
(Suministrados por el operador de red CHEC S.A.E.SP) ................................................ 66
Tabla 4.8 Parámetros eléctricos circuito BOL23L13 con conexión de varios PV ............ 70
Tabla 4.8.1 Ajustes relé de protección circuito BOL23L13 con conexión PV
(Suministrados por el operador de red CHEC S.A.E.SP) ................................................ 71
13 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
1. Capítulo 1
PLANTEAMIENTO Y OBJETIVOS DE LA TESIS
Los sistemas solares fotovoltaicos se han convertido en un tema nuevo en el sector eléctrico, en especial en la conexión a las redes de distribución y en el comportamiento de las protecciones eléctricas; puesto que las protecciones deben garantizar la continuidad del servicio en presencia de fallas, aislando el circuito y protegiendo los equipos; es por ello que la coordinación de protecciones al instalar sistemas solares fotovoltaicos en redes de distribución debe ser realizada de manera minuciosa y regirse con los parámetros eléctricos de la red de distribución, tales como corrientes de cortocircuito, valores de carga máxima y mínima y equipos de protección existentes en los circuitos.
1.1 INTRODUCCIÓN
En la actualidad con el incremento exponencial de la demanda eléctrica y los
requerimientos en cuanto a la calidad del suministro de energía eléctrica, hace cada vez
más exigente la coordinación de protecciones, lo que han obligado a que paulatinamente
se avance hacia un nuevo concepto en las redes de distribución. (Radman, Ghadir.
2010). Esto ha generado que cada vez más existan necesidades en la evolución de la
generación de la energía eléctrica, lo que ha llevado a la conexión de redes inteligentes
por medio de la generación distribuida.
Las redes inteligentes favorecen la integración de sistemas de energías renovables y de
almacenamiento y con la incorporación de tecnología digital, se logra que exista un flujo
de información bidireccional entre generadores y consumidores reduciéndose así los
costos de generación y transmisión, mejorando al mismo tiempo la eficiencia y la
14 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
confiabilidad. (Beidou, 2010), por lo anterior la coordinación de protecciones debe
permitir aislar la parte donde se produzcan las fallas perturbando lo menos posible el
resto del sistema eléctrico.
Como se observa en la figura 1.1 y de acuerdo a (Salehi, 2011) una micro red es un componente de la red inteligente, la cual forma parte de la red de distribución pudiendo a su vez autoabastecerse y funcionar de forma independiente. La micro red está compuesta por un conjunto de cargas y generadores operando como un sistema único capaz de proporcionar potencia y calor. El funcionamiento y control de muchas de las fuentes que la integran están basados en electrónica de potencia, con lo que poseen la flexibilidad necesaria para garantizar la operación de todo el sistema como uno único (Fossati, 2011). Este control flexible permite a la micro red presentarse al sistema eléctrico como una unidad controlable que abastece las necesidades locales con fiabilidad y seguridad. (Rogers, 1996, Hadjsaid et al; 1999)
Figura 1.1 Esquema de red inteligente (Centro de estudios e investigaciones técnicas de Guipuzkoa,
2009).
El presente trabajo busca analizar el impacto de instalar sistemas solares fotovoltaicos
sobre las protecciones eléctricas en una red de distribución nivel de tensión 13,2 kV,
teniendo en cuenta estándares internacionales como el IEEE – 1547, especificaciones
15 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
técnicas de fabricantes de los equipos de protección y condiciones actuales de los
sistemas de distribución; tradicionalmente las redes de distribución en su mayoría son
circuitos diseñados para transmitir el flujo de potencia en una sola dirección, esto
implica que los esquemas y dispositivos de protección convencionales en redes de
distribución están diseñados para redes radiales (Bravo de las casas, 2009). Estas
características permiten la liberación de la falla interrumpiendo la red en un solo punto.
La introducción de la fuente de generación distribuida modifica la magnitud, duración y
dirección de la corriente de falla dependiendo de la ubicación de la falla; permitiendo
analizar el impacto de los sistemas solares fotovoltaicos en los esquemas de
protección de las redes de distribución y de esta manera determinar los ajustes
necesarios que deben tener los equipos de protección.
1.2 MOTIVACIÓN E INTERES POR EL TEMA
Teniendo en cuenta los constantes incrementos de la demanda de la energía eléctrica y
la instalación de generación distribuida en redes de distribución se espera una
disminución de pérdidas técnicas, incremento de la confiabilidad, continuidad del servicio
a los clientes y protección al medio ambiente debido a la conexión de sistemas solares
fotovoltaicos, dependiendo de las características del sistema de distribución (Nimpitiwan,
2005, Bayegan et al; 2001).También se da la necesidad de estudiar y analizar los efectos
e impactos que tiene la operación de las redes a las cuales se conecta. Esto con el fin de
determinar las exigencias técnicas a considerar en la coordinación de protecciones, que
se estudiará en este trabajo; de esta forma se podrá mejorar la continuidad del servicio
de energía. (Rujula, 2009, Dugan, 2001).
En las redes de distribución radiales la corriente fluye en una sola dirección, de la fuente
(generadores) a la carga (consumidores), sin embargo, con la generación distribuida las
corrientes fluirán en direcciones indeterminadas dependiendo de la ubicación y del
tamaño. La magnitud de corrientes aportadas por unidades de generación distribuida
varía según su capacidad; por esta razón, la protección de sistemas de distribución se
vuelve más compleja y requiere ser estudiada. El objetivo de las protecciones en los
sistemas de distribución es detectar condiciones de falla y aislar la sección fallada del
sistema tan rápidamente como sea posible, mientras se restaura el funcionamiento
normal al resto del sistema. (Fantozzi, 2000, Outhred, 2002, Girgis, 2001)
16 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
1.3 IDENTIFICACION DEL PROBLEMA
Las redes de distribución nivel 13,2 KV de los operadores de red en Colombia en
especial el operador de red CHEC S.A.E.S.P, cuenta en sus circuitos con equipos de
protección tales como reconectadores, fusibles, seccionalizadores electrónicos, dadas
estas condiciones se busca determinar el comportamiento de estos equipos al instalar en
la red de distribución sistemas solares fotovoltaicos, haciendo un análisis de cómo es la
actuación de las protecciones en presencia de corrientes de cortocircuito en la red y
especialmente en caso de falla dentro de la red eléctrica, para determinar si re requiere
modernizar los equipos de protección, para seguir garantizando la calidad del servicio.
De acuerdo a la anterior consideración este trabajo pretende lograr las respuestas a los
siguientes interrogantes: ¿Qué efectos sobre las protecciones eléctricas se dan al instalar
sistemas solares fotovoltaicos en la red de distribución? , ¿Qué se requiere evaluar en el
actual esquema de protecciones al incluir los paneles solares?
1.4 OBJETIVOS DEL PRESENTE TRABAJO
1.4.1 OBJETIVO GENERAL.
Analizar el impacto sobre las protecciones eléctricas al instalar sistemas solares fotovoltaicos en una red de distribución con nivel de tensión de 13.2 kV.
1.4.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS
Evaluar las condiciones de ajuste de la protección del alimentador principal en los sistemas de protección usando sistemas solares fotovoltaicos en dos escenarios de conexión.
Verificar el comportamiento de los flujos de carga la red de distribución al instalar sistemas solares fotovoltaicos, cuando se encuentra operando con demanda máxima y mínima.
Identificar los esquemas de protección con sistemas solares fotovoltaicos, cuando se presentan fallas al estar operando en condiciones normales, determinando ajustes y tipo de protección.
17 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
2. Capítulo 2
SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS Y NORMAS INTERNACIONALES
2.1 DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS
La energía solar es una energía renovable que está experimentando un gran desarrollo
en la actualidad. El sol es una fuente de energía con grandes posibilidades de
aprovechamiento para su conversión en energía eléctrica. La principal aplicación de la
energía solar fotovoltaica es la generación eléctrica conectada a la red de distribución,
con el fin de reducir el consumo de energías contaminantes (sfe-solar, 2014)
La forma de convertir la energía solar en energía eléctrica es a través de paneles
fotovoltaicos. Las primeras aplicaciones de estos dispositivos fueron la alimentación de
energía eléctrica a los satélites espaciales y repetidores de radio y televisión alejados de
las líneas eléctricas de distribución. (Lamigueiro, 2010)
Los paneles fotovoltaicos están formados por células de silicio (materiales
semiconductores) que, al recibir radiación solar en forma de luz generan una diferencia
de potencial o tensión entre sus extremos en forma de corriente continua. El fenómeno
anterior se conoce como efecto fotoeléctrico, que consiste en la emisión de electrones
por un material semiconductor cuando incide en él una radiación electromagnética (luz
visible o ultravioleta, en general). El efecto fotoeléctrico fue descubierto por Heinrich
Hertz en 1887.
Dado que la tensión que genera cada célula fotovoltaica en torno a 0.5 y 0.6 V, para la
construcción de un panel fotovoltaico se utilizan un número determinado de células
conectadas en serie hasta conseguir la tensión de salida deseada (habitualmente se
emplean entre 12 y 36V). Además se conectan en paralelo varias de estas redes de
células con el fin de aumentar la intensidad de corriente del conjunto del panel
fotovoltaico. (Barrera, 2010)
18 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Un sistema fotovoltaico es el conjunto de componentes mecánicos, eléctricos y
electrónicos que concurren para captar la energía solar disponible y transformarla en
utilizable como energía eléctrica.
Estos sistemas independientemente de su utilización y del tamaño de potencia, se
pueden clasificar:
Aislados: Con baterías y sin baterías
Conectados a la red
Híbridos: Combinados con otro tipo de generación de energía eléctrica.
De acuerdo a la figura 2.1, un sistema fotovoltaico tiene los siguientes componentes:
Generador Fotovoltaico: encargado de captar y convertir la radiación solar en
corriente eléctrica mediante módulos fotovoltaicos.
Baterías o acumuladores: almacenan la energía eléctrica producida por el
generador fotovoltaico para poder utilizarla en periodos en los que la demanda
exceda la capacidad de producción del generador fotovoltaico.
Regulador de carga: encargado de proteger y garantizar el correcto
mantenimiento de la carga de la batería y evitar sobretensiones que puedan
destruirla.
Inversor o acondicionador de la energía eléctrica: encargado de transformar la
corriente continua producida por el generador fotovoltaico en corriente alterna,
necesaria para alimentar algunas cargas o para introducir la energía producida
en la red de distribución eléctrica.
Elementos de protección del circuito: Como interruptores de desconexión,
diodos de bloqueo, etc., dispuestos entre diferentes elementos del sistema, para
proteger la descarga y derivación de elementos en caso de fallo o situaciones de
sobrecarga.
Puede haber la necesidad de un generador auxiliar para complementar la energía
del generador fotovoltaico cuando este no pueda mantener la demanda y no pueda
ser interrumpida. (Méndez ; 2d edición)
19 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 2.1 Sistema de generación Fotovoltaica (sfe-solar,2014)
2.1.1 SISTEMAS AISLADOS
Tienen como objeto satisfacer total o parcialmente la demanda de energía eléctrica
de aquellos lugares donde no existe red eléctrica de distribución o ésta es de difícil
acceso.
Los sistemas aislados normalmente están equipados con sistemas de acumulación
de energía, ya que solo pueden proporcionar energía durante el día y la demanda se
produce a lo largo del día y de la noche. Esto implica que el campo fotovoltaico ha
de estar dimensionado de forma que permita, durante las horas de insolación, la
alimentación de la carga y la recarga de las baterías de acumulación.
Principales componentes:
Módulos fotovoltaicos: Captan la energía solar y la transforman en energía
eléctrica.
Regulador de carga: protege a los acumuladores de un exceso de carga, y de
la descarga por exceso de uso.
Sistema de acumulación: almacena la energía sobrante para que pueda ser
reutilizada cuando se demande energía.
20 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Inversor: transforma la corriente continua producida por los módulos, en
corriente alterna para la alimentación de las cargas que así lo necesiten.
Elementos de protección del circuito: protegen la descarga y derivación de
elementos en caso de fallo o situaciones de sobrecarga.
También hay aplicaciones aisladas que no requieren la utilización de acumuladores,
y por tanto funcionan siempre que haya sol, como por ejemplo un sistema de
bombeo de agua. (Méndez, 2d edición)
2.1.2 SISTEMAS DE CONEXIÓN A RED.
Los sistemas conectados a red no tienen sistemas de acumulación, ya que la energía
producida durante las horas de insolación es canalizada a la red eléctrica.
Estas instalaciones cuentan con sistemas de seguimiento del estado de la tensión de la
red de distribución, de manera que se garantice el correcto funcionamiento de las
mismas en lo referente a la forma de entregar la energía, tanto en modo como en tiempo,
evitando situaciones peligrosas.
Por otra parte, se eliminan las baterías que son la parte más cara y compleja de una
instalación (ciclos de carga, vida útil, mantenimiento, etc.).
Principales componentes:
Módulos Fotovoltaicos: Captan la energía solar.
Inversor para la conexión a red: es uno de los componentes más importantes,
maximiza la producción, transforma la corriente continua en corriente alterna y
decide el momento de introducirla en la red de distribución.
Elementos de protección del circuito: protegen la descarga y derivación de
elementos en caso de fallo o situaciones de sobrecarga.
Contador de energía: mide la energía producida por el sistema fotovoltaico durante
su periodo de funcionamiento. (Méndez, 2d edición)
2.1.3 MÓDULO FOTOVOLTAICO Y LOS PANELES SOLARES
Es lo que se denomina como la interconexión de varias fotocélulas o células
fotovoltaicas, siendo diseñado para proporcionar una potencia máxima a una tensión
determinada. (Almanza, 1994)
Una célula suelta solamente es capaz de proporcionar una tensión de algunas décimas
de voltio y una potencia máxima de uno o dos vatios. Es preciso conectar entre sí en
serie un determinado número de células para producir tensiones de 6, 12 o 24 voltios,
21 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
aceptadas en la mayor parte de las aplicaciones. Al conjunto así formado,
convenientemente ensamblado y protegido contra los agentes externos se le denomina
módulo fotovoltaico. (De Haro Carbonell, 2009)
El proceso de conexión es automático, efectuándose mediante soldaduras especiales
que unen el dorso de una célula con la cara frontal de la adyacente.
La conexión puede ser serie o serie-paralelo. Al conectar en serie las células se suman
las tensiones de cada célula y se mantiene la corriente, mientras que al conectar en
paralelo las células se suman las corrientes de cada una de ellas y se mantiene la
tensión. Por tanto, el comportamiento eléctrico del módulo va a depender del
comportamiento que tengan cada una de las células que lo forman y de cómo estén
asociadas.
Como las instalaciones fotovoltaicas utilizan con frecuencia baterías, y éstas suelen tener
una tensión múltiplo de 12V, es necesario que los módulos puedan alcanzar fácilmente
esta tensión para poder cargar las baterías. Para conseguir que un módulo cargue la
batería, de por ejemplo, 12 V, para cualquier condición de temperatura e irradiación, es
necesaria la asociación en serie de entre 33 y 36 células.
Una vez terminadas las interconexiones eléctricas, las células son encapsuladas en una
estructura tipo sándwich, consistente en una lámina de vidrio templado, otra de un
material orgánico adecuado, por ejemplo, acetato de etilen-vinilo (EVA), las propias
células, otra capa de sustrato orgánico y, por último, una cubierta posterior formada por
varias láminas de polímeros u otro vidrio.
Se procede posteriormente a un sellado al vacío, introduciéndolo en un horno especial
para su laminación.
Por último, se rodea con neopreno o algún material que lo proteja de las partes metálicas
que forman el marco-soporte, en el caso de que lo lleve.
Una vez montadas las conexiones positiva y negativa, se efectúan los controles de
calidad necesarios.
Denominamos paneles solares o fotovoltaicos a la interconexión de varios módulos
fotovoltaicos, siendo diseñado para proporcionar una potencia máxima o adecuada para
el consumo exigido.
La eficiencia de estos equipos varía de acuerdo a la calidad de las fotocélulas, el diseño
del equipo y a la insolación existente y su mantenimiento es nulo. (sedeaida,2014)
22 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
2.2 EFECTOS DE LA CONEXIÓN DE LOS SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS EN REDES DE DISTRIBUCIÓN.
Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica (SFCR) constituyen una de las
aplicaciones de la energía solar fotovoltaica que más atención están recibiendo en los
últimos años, dado su elevado potencial de utilización en zonas urbanizadas próximas a
la red eléctrica. Estos sistemas están compuestos por un generador fotovoltaico que se
encuentra conectado a la red eléctrica convencional a través de un inversor,
produciéndose un intercambio energético entre ésta y el sistema fotovoltaico,
característico de este tipo de instalaciones. Así, el sistema inyecta energía en la red
cuando su producción supera al consumo local, y extrae energía de ella en caso
contrario. (ujaen, 2014)
La diferencia fundamental entre un sistema fotovoltaico autónomo y los conectados a red,
consiste en la ausencia, en este último caso, del subsistema de acumulación, formado
por la batería y la regulación de carga. Además, el inversor, en los sistemas conectados
a red, deberá estar en fase con la tensión de la red. (Cornejo Lalupú, Piura, 2013)
Figura 2.23 Esquema sistema fotovoltaico conectado a la red. (Cornejo Lalupú, 2013)
CONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA
Un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica, está formada básicamente por un
generador fotovoltaico acoplado a un inversor que opera en paralelo con la red eléctrica
convencional. El concepto de inyección a red tiene un amplio margen de aplicaciones,
desde pequeños sistemas de pocos kilowatt pico (kWp) de potencia instalada hasta
23 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
centrales de varios Mega Watt pico (MWp). En la Figura 2.2-1 se puede apreciar los
diferentes usos en los que puede ser aplicado la energía solar fotovoltaica, tanto en
aplicaciones conectadas o aisladas de la red.
Existen dos tipos de aplicaciones de la energía solar fotovoltaica: “Los sistemas aislados”
y los “sistemas conectados a la red”.
Los sistemas aislados tienen enormes posibilidades de aplicación: desde poder iluminar
una vivienda o inmueble totalmente aislado, hasta proveer de energía a centrales
eléctricas rurales, sistemas de telecomunicaciones, bombeo de agua para riego,
protección catódica, equipos de señalizaciones, equipos de sonido, sistemas de
cómputo, sistemas de iluminación, teléfonos portátiles, cámaras, calculadoras y en si
todo equipo que utilice la luz eléctrica. Estos sistemas permiten hacer accesible un
suministro eléctrico de calidad a regiones distantes y a sitios rurales aislados. (exelsolar,
2014)
En los sistemas conectados a la red, la energía fotovoltaica puede ser utilizada en las
ciudades, donde sí existe la red eléctrica, convirtiendo directamente la energía producida
por los paneles solares en corriente alterna para consumo de los usuarios y enviando los
excedentes producidos a la red pública. De ese modo el propietario tendría el medidor
bidireccional que contará su consumo y descontará lo aportado por sus paneles a la red
general. Esto ya ocurre en muchos países.
En los sistemas conectados a la red, la instalación solar interactúa con la red a través de
un inversor. Por lo tanto no se requiere almacenamiento de energía ya que la continuidad
del suministro eléctrico está asegurada. Cuando los niveles de la radiación solar son
altos el generador fotovoltaico proporciona energía eléctrica directamente al edificio y el
excedente es inyectado a la red eléctrica. Durante la noche o en situaciones climáticas
adversas la energía eléctrica es tomada de la red. (exelsolar,2014)
24 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 2.2-1 4Aplicaciones de la energía solar Fotovoltaica como suministros eléctricos (exelsolar,2014)
Inicialmente, los sistemas fotovoltaicos conectados a la red se desarrollaron para
centrales fotovoltaicas de gran tamaño. Posteriormente, al comprobarse que trabajaban
correctamente y al avanzar la tecnología en el desarrollo de sistemas de menor tamaño,
se comenzaron a instalar en usuarios residenciales a modo de pequeñas centrales
domésticas solares (Pereda, 2005).
El sistema fotovoltaico comprende alguno o todos los siguientes subsistemas:
El subsistema fotovoltaico, el cual está formado por la conexión serie-paralelo de las celdas solares y sus protecciones, el cual debe entregar una tensión y corriente adecuada para la aplicación que se requiera. La vida de una celda solar debe exceder los 20 años cuando se encuentra en condiciones normales. Lo anterior depende de la encapsulación que tenga la celda para evitar que entre agua, no se fatigue ante resistencia térmica, ni la absorción mecánica.
El subsistema de almacenamiento, el cual es formado por la conexión serie paralelo de acumuladores o baterías. En el caso de instalaciones residenciales que se requiere capacidades de almacenamiento mayores, los acumuladores más usados son los de plomo-acido.
El subsistema de regulación de carga, el cual consiste en circuitos electrónicos destinados a mantener la carga correcta en los acumuladores junto con las protecciones de sobrecarga y descarga excesiva de estos. Por lo tanto, estos circuitos electrónicos permiten conocer el estado de carga de la batería de los acumuladores poniendo en marcha eventualmente una protección de sobrecarga.
25 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Para determinar el estado, se mide la tensión de la batería y se compara con una tensión de referencia.
El subsistema de conversión, el cual está formado por equipos electrónicos (Inversores y rectificadores) que convierten la corriente continua producida por los paneles, en corriente alterna para proporcionar al usuario una línea de 220V.
El subsistema de monitorización y registro, el cual está formado por equipos destinados a medir y a registrar el correcto funcionamiento del conjunto entero.
Figura 2.2-25Sistema fotovoltaico conectado a la red (sitiosolar,2014)
Las estaciones de energía que alimentan la red, por lo general tienen generadores de salida de energía entre 100 kWp y algunos MWp, los cuales son operados por las compañías de electricidad. Toda la energía producida es inyectada a la red. (Cuevas M, 2009).
2.2.1 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA ENERGIA SOLAR
El sol es una fuente de energía gratuita, ilimitada, favorece el autoabastecimiento
energético.
Es una tecnología de diseño modular, que produce energía a cualquier escala
permaneciendo constante el costo de la energía generada y flexible.
26 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Su manejo es sencillo y el mantenimiento básico puede realizarse en el ámbito
local.
La tecnología Fotovoltaica no es apropiada para las zonas rurales de países
subdesarrollados porque genera dependencia, ya que la tecnología necesaria para
fabricar los paneles no estará, al menos a mediano plazo, al alcance de estos países.
(García, 2006)
En la Tabla 2.2.1 se resume la investigación de la energía solar que se lleva a cabo en
los diferentes países del mundo. El futuro de la energía solar depende de estas
investigaciones; por mencionar sólo un ejemplo del avance logrado, en los últimos seis
años el costo de las celdas solares ha disminuido en un factor de diez. (Jiménez, 2002,
Romero, 2010, Domínguez, 2012)
Tabla 2.2.11 Ventajas y desventajas de la energía solar
Energía Solar
PROMESAS
Fuente inagotable de energía (Jiménez C.B.E, (2002).
Escaso impacto ambiental (Jiménez C.B.E, (2002).
No produce residuos perjudiciales para el medio ambiente (Jiménez C.B.E, (2002).
Distribuida por todo el mundo (Jiménez C.B.E, (2002).
No tiene más costos una vez instalados (Jiménez C.B.E, (2002).
No hay dependencia de las compañías suministradoras (Jiménez C.B.E, (2002).
Silenciosa (Jiménez C.B.E, (2002).
Tiene una vida superior a 25 años (Jiménez C.B.E, (2002).
Resistente a condiciones climáticas extremas: granizo, viento, etc. (Jiménez C.B.E, (2002).
No requiere mantenimiento complejo, solo limpieza del módulo solar (Jiménez C.B.E, (2002).
Se puede aumentar la capacidad instalada y la autonomía de la instalación (Jiménez C.B.E, (2002).
Fácil uso en lugares de difícil acceso (Madureira, 1995)
No consume combustible (Jiménez C.B.E, (2002).
BARRERAS
Se precisan sistemas de acumulación (baterías) que contienen agentes químicos peligrosos (Jiménez C.B.E, (2002).
Se produce solo por algunas horas y depende de su ubicación geográfica. (eie, 2014)
Pueden afectar los ecosistemas por la extensión ocupada por los paneles en caso de grandes instalaciones (Jiménez C.B.E, (2002).
Escasez de silicio, avances tecnológicos e incremento de los costos, provocan que las tecnologías innovadoras sean desarrolladas y convertidas en productos de mercado. (eco, 2014)
Impacto visual negativo si no se cuida la integración de los modelos solares en el entorno (Jiménez C.B.E, (2002).
27 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
2.3 NORMAS INTERNACIONALES PARA LA CONEXIÓN DE SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS EN REDES DE DISTRIBUCION.
Con los cambios tecnológicos que se han venido presentando en los sistemas eléctricos
en cuanto a la utilización de fuentes de energía alternativas conectadas a la red, es
importante considerar las normas técnicas existentes para la conexión de estos tipos de
sistemas, a continuación se presentan algunas de las normas técnicas más importantes
para sistemas de generación fotovoltaica.
2.3.1 NORMAS IEEE
2.3.1.1 IEEE 1547 - 2003, ESTANDAR PARA LA INTERCONEXION DE RECURSOS
DISTRIBUIDOS CON SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA
REQUERIMIENTOS GENERALES
REGULADOR DE TENSION
Las fuentes distribuidas no regularán activamente la tensión en un punto común de
conexión. (IEEE 1547, 2003)
PUESTAS A TIERRA
El sistema de puesta a tierra de la interconexión de fuentes distribuidas no causará
sobretensiones que excedan a las ocurridas en los equipos conectadas al área del
sistema de potencia y no interrumpirán la coordinación de la protección de falla a tierra
en el área eléctrica del sistema de potencia. (IEEE 1547, 2003)
SINCRONIZACIÓN
Las unidades de recursos distribuidos se agruparán en paralelo con el área del sistema
de potencia sin causar fluctuaciones de tensión en el punto común que no sobrepasen el
± 5% del nivel de tensión en el área eléctrica del sistema de potencia. (IEEE 1547, 2003)
REDES DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIAS
Las protecciones de la red no se usarán por separado, servirán como interruptores de
fallas realimentadas o de alguna manera aislaran una red o red primaria de alimentación
donde los recursos distribuidos son conectados al resto del área eléctrica del sistema de
28 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
potencia, a menos que las protecciones sean posicionadas y probadas para normas
aplicables para cada aplicación.
Cualquier recurso distribuido conectado a una red de distribución no causará un recierre
operacional o preventivo de alguna protección de la red instalada en una red de
suministro. (IEEE 1547, 2003)
FALLAS EN EL ÁREA ELÉCTRICA DEL SISTEMA DE POTENCIA
La unidad de recursos distribuidos deberá desenergizar el área eléctrica del sistema de
potencia para fallas en el circuito para el cual está conectado. (IEEE 1547, 2003)
COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO EN EL ÁREA ELÉCTRICA DEL SISTEMA DE
POTENCIA
El recurso distribuido deberá desenergizar el circuito del área eléctrica del sistema de
potencia para el cual está conectado previo al recierre por parte del área eléctrica del
sistema de potencia. (IEEE 1547, 2003)
TENSIÓN
Las funciones de protección del sistema de interconexión detectarán la frecuencia
efectiva (rms) o fundamental de cada tensión fase a fase y tensión fase neutro.
Cuando alguna tensión esté en el rango dado en la tabla 2.3.1.1, el recurso distribuido
deberá parar de energizar el área eléctrica del sistema de potencia en el tiempo de
despeje como se indica en la tabla que se acaba de mencionar. Para recursos
distribuidos menores o iguales a 30 kW en capacidad pico, las tensiones de referencia y
tiempos de despeje deberán ser fijos o de campos ajustables. Para recursos distribuidos
mayores que 30 kW las tensiones de referencia deben ser campo ajustable. (IEEE 1547,
2003)
Tabla 2.3.1.12Respuesta a tensiones anormales en sistemas interconectados (IEEE 1547, 2003)
Rango de tensión (% de la tensión
base)
Tiempo de despeje
V < 50 0.16
50 ≤ V < 88 2.00
110 ≤ V < 120 1.00
V ≥ 120 0.16
29 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
FRECUENCIA
Cuando la frecuencia del sistema está en un rango dado en la tabla 2.3.1.1-1, el recurso
distribuido deberá dejar de energizar el área eléctrica del sistema de potencia entre el
tiempo de despeje. Para recursos distribuidos menores o iguales a 30 kW en capacidad
pico, las tensiones de referencia y tiempos de despeje deberán ser fijos o de campos
ajustables. (IEEE 1547, 2003)
Tabla 2.3.1.1-13Respuesta a frecuencias anormales en sistemas interconectados (IEEE 1547,2003)
Tamaño del
Recurso
distribuido
Rango de tensión
(% de la tensión
base)
Tiempo de despeje
≤ 30 kW > 60.5 0.16
< 59.3 0.16
> 30 kW > 60.5 0.16
< (59.8 – 57.0) 0.16 a 300
< 57 0.16
2.3.1.2 IEEE STD 929-2000, IEEE PRÁCTICA RECOMENDADA PARA LA INTERCONEXIÓN
ELÉCTRICA DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
CALIDAD DE ENERGIA
La calidad de energía provista por el sistema Fotovoltaico (FV) para cargas a.c en el sitio
y para suministrarla a las instalaciones interconectadas es gobernada por prácticas y
estándares dirigidos a tensiones, frecuencia y distorsión. (IEEE Std 929-2000)
RANGOS DE TENSIONES NORMALES DE OPERACIÓN
Los sistemas fotovoltaicos interconectados no regulan tensión, ellos inyectan corriente
hacia la instalación. Sin embargo, el rango de operación de la tensión para inversores
FV es seleccionado como una función de protección que responde a condiciones
anormales de la instalación, no como una función de regulación de tensión.
Si la inyección de corriente FV en una línea eléctrica excede la carga de la línea, se
requiere entonces una acción correctiva, como equipos de regulación de tensión que
normalmente no tienen capacidad sensora de corriente direccional. (IEEE Std 929-2000)
PEQUEÑOS SISTEMAS (≤ 10 KW)
El rango de operación para estos pequeños sistemas FV es 106 – 132 V en una base de
120 V, esto es, el 88 – 110 % de la tensión nominal. Este rango resulta en puntos de
caída a 105 V y 133 V. En la actualidad el punto de caída 133 V está relacionado con la
30 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
tensión del punto común de conexión, el cual no es necesariamente la tensión terminal
del inversor. Si la instalación del inversor esta eléctricamente cerca del punto común de
conexión lo suficiente para permitir diferencias de tensiones despreciables entre el
inversor y el punto de conexión, el punto de caída 133 V se aplicará en los terminales del
inversor además del punto de conexión. ((IEEE Std 929-2000)
SISTEMAS GRANDES Y MEDIANOS
Las instalaciones pueden tener rangos específicos de operación para sistemas FV
grandes y medianos y pueden requerir parámetros ajustables de tensión de operación
para estos grandes sistemas. En ausencia de cada requerimiento, los principios de
operación entre el 88% y el 110% se aplicarán para una tensión apropiada de operación.
(IEEE Std 929-2000)
FRECUENCIA
La frecuencia del sistema que controla la instalación, y el sistema FV deben operar en
sincronismo con la instalación. Pequeños sistemas FV deben tener una frecuencia
ajustable de operación en un rango de 59.3 a 60.5 Hz. (IEEE Std 929-2000)
PERTURBACIONES DE FRECUENCIA
Los puntos de prueba para determinar la operación apropiada de la frecuencia de caída
debe ser 59.2 y 60.6 Hz. Cuando la frecuencia de la instalación está fuera del rango de
59.3 – 60.5 Hz, el inversor debe desconectar la instalación en cerca de 6 ciclos. (IEEE
Std 929-2000)
2.3.2 NORMA IEC
2.3.2.1 IEC 61727. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS – CARACTERISTICAS DE LA
INTERCONEXIÓN EN EL PUNTO COMÚN DE CONEXIÓN
COMPATIBILIDAD DE LA INSTALACIÓN
La calidad de energía provista por el sistema FV para las cargas AC en el sitio y por la
energía entregada a la instalación es gobernada por prácticas y estándares en tensión,
distorsión, frecuencia, armónicos y factor de potencia. La desviación de estos
estándares representa condiciones prohibidas y puede requerir que el sistema FV cense
la desviación y desconecte apropiadamente la instalación.
31 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Todos los parámetros de calidad (tensión, distorsión, frecuencia, armónicos y factor de
potencia) deben ser medidos en el punto común de conexión a menos que se especifique
otra cosa. (IEC 61727, 2004)
TENSIÓN, CORRIENTE Y FRECUENCIA
La tensión, corriente y frecuencia del sistema FV debe ser compatible con el sistema de
distribución. (IEC 61727, 2004)
RANGO NORMAL DE OPERACIÓN
Los sistemas FV interconectados al sistema normalmente no regulan tensión, ellos
inyectan corriente hacia el sistema. Por lo tanto, el rango de tensión de operación para
inversores FV es seleccionado como una función de protección que responde a
condiciones anormales del sistema, y no como una función de regulación del sistema.
(IEC 61727, 2004)
INYECCION DC
El sistema FV no debe inyectar corrientes DC mayores al 1% de la corriente nominal de
salida del inversor hacia la interconexión AC del sistema bajo condiciones de operación.
(IEC 61727, 2004)
La conexión de sistemas solares fotovoltaicos en redes de distribución causa un gran
impacto en la coordinación de los dispositivos de protección; en el siguiente capítulo se
describirán las funciones y equipos de protección a utilizar en las redes de distribución,
métodos de coordinación de protecciones.
32 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
3. Capítulo 3
SISTEMAS DE PROTECCION ELECTRICA
Normalmente las fallas en los sistemas de potencia eléctricos causan niveles muy
elevados de corrientes. Estas corrientes pueden usarse para determinar la presencia de
las mismas y operar dispositivos de protección, que pueden variar en el diseño
dependiendo de la complejidad y la exactitud requerida.
Se define como sobrecorriente a cualquier valor que excede la corriente máxima de
operación de un dispositivo. La función primordial del sistema de protección es aislar
instantáneamente, del resto del sistema, a cualquier elemento sujeto a una
sobrecorriente o una condición anormal que pueda causar un fenómeno que altere el
estado normal del sistema. (Curso de posgrado: operación de sistemas eléctricos de
potencia, 2001; Zapata, 2003)
3.1 TIPOS DE RELES DE SOBRECORRIENTE
La protección de las redes de distribución se realiza a través de equipos diseñados para
soportar los esfuerzos por cortocircuito y están dotados con sistemas de control sensibles
a corrientes de falla y mecanismos de operación para abrir el circuito y aislar la sección a
la cual están conectados.
Los equipos de protección por sobrecorriente detectan una falla al medir una corriente
varias veces superior a la de la línea que supervisa, poseen una característica de retardo
de tiempo en función de la magnitud de la corriente de falla que detectan.
Los relés de sobrecorriente pueden clasificados en tres grupos: corriente definida, tiempo
definido y tiempo inverso. (Zapata, 2003)
33 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
3.1.1.1 RELÉ DE SOBRECORRIENTE DE CORRIENTE DEFINIDA
Opera instantáneamente cuando la corriente alcanza un valor predeterminado. El ajuste
es escogido de manera que, en la subestación más alejada de la fuente, el relé operará
para una corriente de bajo valor y las corrientes de operación de los relés son
incrementadas progresivamente en cada subestación, en dirección hacia la fuente. Así el
relé con el ajuste más bajo operará primero y desconecta la carga en el punto más
cercano a la falla. (Zapata, 2003)
3.1.1.2 RELÉ DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DEFINIDO
El ajuste de estos tipos de relé permite ser variado para manejar diferentes tipos de
corriente usando diferentes tipos de operación. Estos ajustes pueden ser calculados de
manera tal que el interruptor más cercano a la falla sea disparado en el tiempo más corto,
y luego los interruptores restantes sean disparos sucesivamente, usando tiempos de
retardo grandes, moviéndose hacia la fuente. (Zapata, 2003)
3.1.1.3 RELÉ DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO
La propiedad fundamental de los relés de tiempo inverso es que ellos operan en un
tiempo que es inversamente proporcional a la corriente de falla. La ventaja sobre el relé
de tiempo definido es que, para las corrientes muy altas, pueden obtenerse tiempos de
disparo más cortos sin el riesgo de la selectividad de protección. Los relés de tiempo
inverso son generalmente clasificados en concordancia con su curva característica que
indica la velocidad de operación. (cenase, 2014)
Los relés de tiempo inverso se utilizan principalmente en sistemas de distribución
radiales, su tiempo de operación es inversamente proporcional a la magnitud de la
corriente observada, tiene los siguientes parámetros de ajustes:
Corriente de Arranque: Valor a partir del cual comienza la operación
temporizada del relé; en relés modernos los valores de ajuste se expresan como
múltiplos y submúltiplos de la corriente nominal (1 o 5 A dependiendo del
transformador de corriente, CT) en pasos de 0,01 A.
Dial: Permite obtener diferentes tiempos de operación para una familia del mismo
tipo de curvas, de una corriente dada. En relés modernos los pasos del dial son
muy cercanos entre sí, por ejemplo, de 0,1 a 1 en pasos de 0,05 que equivale a
18 curvas, esto permite considerar el ajuste de dial como una función continua.
(Zapata, 2003)
Los tipos de relés de sobrecorriente se explican más claramente en la figura 3.1.1.3:
34 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 3.1.1.36 Característica de operación tiempo/corriente de los relés de sobrecorriente. (Gers, 3rd edición)
3.1.2 EQUIPOS DE PROTECCIÓN EN REDES DE DISTRIBUCIÓN
Los fusibles son los dispositivos de sobrecorriente más económico y simples que se
utilizan en la protección de redes de distribución. Al mismo tiempo son uno de los más
confiables, dado que pueden brindar protección un tiempo muy prolongado sin estar
sujeto a tareas de mantenimiento. (Curso de posgrado: operación de sistemas eléctricos
de potencia).
35 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
El principio de funcionamiento del fusible, se basa inicialmente en la fusión de un
elemento conductor; una vez iniciado el proceso de fusión, se produce el arco eléctrico
dentro del fusible, siendo posteriormente apagado por diferentes mecanismos.
(arqhys,2014)
Las principales características de operación de un fusible son las siguientes:
Combina el elemento sensor y de interrupción en una sola unidad.
Su operación depende de la magnitud y duración de la corriente que fluye a
través de él.
Es un dispositivo monofásico. Solo el fusible de la fase dañada operará,
quedando las otras fases activas.
Después de haber operado debe cambiarse, ya sea las tres fases o solo el elemento sensor de corriente que se fundió. (elprisma,2014)
Existe una gran variedad en fusibles para media y alta tensión, tanto en niveles de corriente y tensión, como en características constructivas y de operación. Antiguamente los fusibles eran finos hilos de cobre o plomo, colocados al aire, lo cual tenía el inconveniente de que al fundirse saltaban pequeñas partículas incandescentes, dando lugar a otras averías en el circuito. Actualmente la parte o elemento fusible suele ser un fino hilo de cobre o aleación de plata, o bien una lámina del mismo metal para fusibles de gran intensidad, colocados dentro de unos cartuchos recubiertos interiormente con sustancias que al calentarse emiten gases que salen por la parte inferior del cartucho produciendo así un efecto de soplado que ayuda a la extinción del arco. Los cartuchos fusibles son protecciones desechables, cuando uno se funde se sustituye por otro en buen estado. Atendiendo a la rapidez de fusión, los cartuchos fusibles se clasifican de acuerdo a la siguiente tabla:
Tabla 4.1.24TIPOS DE CARTUCHOS FUSIBLES (Martínez, 2010)
TIPO SEGÚN NORMA
FUSIBLES RAPIDOS Gf
FUSIBLES LENTOS Gt
FUSIBLES DE
ACOMPAÑAMIENTO
Am
Fusibles lentos (gT): Son los menos utilizados, empleándose para la protección de
redes aéreas de distribución generalmente, debido a los cortocircuitos momentáneos que
los árboles o el viento pueden hacer entre los conductores.
Fusibles rápidos (gF): Se emplean para la protección de redes de distribución con
cables aislados y para los circuitos de alumbrado generalmente.
36 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Fusibles de acompañamiento (aM): Son un tipo esencial de cortacircuitos, diseñado
para la protección de motores eléctricos.
Los cartuchos fusibles de los tipos lentos y rápidos bien elegidos, en cuanto a intensidad
de fusión, se emplean también como protección contra sobrecargas, principalmente en
instalaciones de alumbrado y de distribución. (Martínez, 2010)
Los tres tipos de fusibles se diferencian en la intensidad que ha de atravesarlos para que
fundan en un segundo, así:
Los fusibles lentos funden en un segundo para I = 5 If
Los fusibles rápidos funden en un segundo para I = 2,5 If
Los de acompañamiento funden en un segundo para I = 8 If.
En la figura 3.1.2 se muestra la coordinación entre fusibles de distinta capacidad según la
corriente de cortocircuito que circula en los puntos de instalación, con las respectivas
curvas tiempo – corriente asociadas a cada fusible:
Figura 3.1.27Característica tiempo/corriente de un fusible 200K (a) y 200 T (b) (Gers, 3rd edición)
RECONECTADOR: El reconectador es un dispositivo de interrupción de carga
eléctrica, con posibilidad de recierre automático ajustable, con opción de
monitoreo y operación tele mandada, instalado preferiblemente en líneas de
distribución. Este equipo, permite interrumpir el flujo en caso de detectar una
condición de sobrecorriente, teniendo como característica principal la de
reconectar y energizar el circuito protegido, cerrando sus contactos nuevamente,
37 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
una vez transcurrido un tiempo determinado. De este modo, es capaz de eliminar
fallas temporales por medio de la des energización momentánea de la red. En
caso de que la falla siga presente, se repite la secuencia de apertura-cierre un
número de veces más, tres veces como máximo, quedando en posición abierta
definitivamente posterior a la cuarta operación de apertura. De esta manera, si la
falla es de carácter permanente, el reconectador abre en forma definitiva, aislando
la sección fallada de la alimentación del sistema.
El reconectador consta de un sistema de control que permite programar un cierto número de operaciones de apertura-cierre, pudiendo además variar el intervalo y la secuencia de operación. Entre las características de capacidad con que un reconectador posee, está la de determinar el tiempo que debe tardar en abrir. Este tiempo es función del valor de los Amperes que alcanza la corriente de falla y la curva de tiempo-corriente que esté programada. Dentro de las curvas tiempo-corriente, se tienen 2 tipos de operación, curva de disparo rápido y curva de disparo retardado. (Rozas, 2010)
Figura 3.1.2-18Tipos de curva tiempo - corriente de un reconectador (Rozas,2010)
En la figura 3.1.2-2 se muestra la secuencia de operación del reconectador en presencia
de una falla permanente. Dicha secuencia está programada para una operación rápida,
seguida de dos operaciones retardadas, en donde TR son los ciclos de recierre
programados al equipo para despeje de las fallas.
38 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 3.1.2-29Secuencia de operación de reconectador de falla permanente (Cooper Power System)
La tarea principal del reconectador consiste en discriminar entre una falla temporal y una
de carácter permanente, dándole a la primera tiempo para que se despeje por medio de
sucesivas reconexiones, o bien, sea despejada por el elemento de protección más
cercano a la falla, si esta falla es de carácter permanente, de este modo, sólo se aísla la
sección fallada de la parte principal del sistema. (Navarro, 2013)
Los reconectadores dentro del sistema de distribución se pueden ubicar de la siguiente
manera:
En la salida de subestaciones, como dispositivo de protección del alimentador
primario. En esta ubicación permite aislar al alimentador principal en caso de falla
permanente.
En líneas de distribución a cierta distancia de la subestación. Permite segmentar
alimentadores largos, previniendo la salida completa del alimentador en caso que
ocurra una falla permanente cerca del final del alimentador.
En ramales y derivaciones importantes desde el alimentador principal. Protege al
alimentador principal de posibles interrupciones y salidas debido a fallas en las
derivaciones.
En pequeños ramales monofásicos.
SECCIONALIZADOR
El seccionalizador es un dispositivo de apertura de un circuito eléctrico, que debe ser
utilizado en operación conjunta con otro equipo en serie, esto se debe, a que el
seccionalizador no está diseñado para interrumpir corrientes de fallas. Por lo tanto, su
39 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
operación debe realizarse mientras el circuito se encuentre desenergizado por la
operación previa de un interruptor o un reconectador.
Dependiendo del esquema de coordinación, el seccionalizador deberá abrir durante el
primero, segundo o tercer intervalo de la apertura, en el tiempo muerto de la protección
de cabecera, para aislar fallas permanentes y confinarlas a pequeños tramos de la red.
Este equipo no tiene curvas características de tiempo-corriente, lo que constituye una de
sus mayores ventajas y facilita su aplicación en los esquemas de protección. (Gers, 3rd
edición)
3.2 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
Los componentes del sistema de protección tienen los objetivos básicos para el sistema
de protecciones, determinándose como la filosofía que debe regir los elementos que lo
constituyen, para su correcto funcionamiento.
3.2.1 SENSIBILIDAD
La protección debe tener la capacidad de detectar cualquier falla que se produzca en la
zona de la red que tiene asignada bajo condiciones de carga mínima. Por lo anterior
para ofrecer a un sistema de protección de esta característica es necesario:
Establecer para cada tipo de protección las magnitudes mínimas de intensidad y/o
tensión necesarias que permiten distinguir las situaciones de falla de las
situaciones normales de operación.
Establecer para cada una de las magnitudes necesarias las condiciones limite
que separan las situaciones de falla de las situaciones normales de operación.
(Dominguez, 2006)
3.2.2 SELECTIVIDAD
Consiste en la capacidad del sistema de protección en aislar únicamente la porción del
circuito que ha sido afectada por una falla. Los diferentes equipos de protección deben
operar apropiadamente para que este procedimiento ocurra tan rápido como sea posible.
En la práctica, el análisis de selectividad consiste en determinar los diferentes ajustes
(umbrales y retardos) para los equipos de protección, de manera que asegure una
coordinación en los tiempos de operación entre las protecciones aguas arriba y las
protecciones aguas abajo. En este tipo de análisis se tienen en cuenta las diferentes
fallas que pueden ocurrir en diversos puntos de la red y, a su vez, se verifica que cada
40 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
tipo de falla pueda ser despejada por, al menos, dos dispositivos de protección
diferentes.
Un análisis de selectividad debe incluir:
La descripción de los criterios de operación de la red
El diagrama unifilar
Los valores esperados de corrientes de cortocircuito
Las curvas de coordinación, diagramas de protección de fases y de tierra.
Hojas de datos técnicos de los equipos
Registro de los ajustes de cada dispositivo (Zapata, 2011)
3.2.3 RAPIDEZ
En el momento que se detecta una falla, la protección debe actuar con rapidez
despejándola lo más pronto posible. Cuanto mayor sea la rapidez de actuación menor
serán las consecuencias que presentan las fallas como: pérdida de estabilidad del
sistema, costos altos de mantenimiento correctivo, daño de equipos o poner en riesgo la
vida del personal que labora en la empresa.
La rapidez con la que puede actuar una protección depende directamente de la
tecnología empleada en su construcción y de la velocidad de respuesta del sistema de
mando y control de los interruptores automáticos asociados a la misma. (Domínguez,
2006).
3.2.4 TIPOS DE PROTECCIONES
Con el fin de proporcionar seguridad ante interrupciones inesperadas, para todos los
casos de fallas por sobrecorrientes, se deben disponer una serie de dispositivos de
protección que deben operar de manera coordinada.
Por definición convencional, cuando dos o más dispositivos de protección hacen parte de
un sistema, el dispositivo de protección adyacente a la fuente se denomina como la
protección de “Respaldo” y al dispositivo más cercano a la carga o punto de falla se
denomina como dispositivo “Principal”. (Cooper Power Systems)
3.2.5 COORDINACIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE SOBRECORRIENTE
3.2.5.1 COORDINACIÓN FUSIBLE – FUSIBLE
41 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Existen dos métodos para hacer la coordinación de fusibles, el primero mediante las
características de tiempo – corriente (TCC) y el segundo mediante el uso de tablas de
coordinación las cuales son derivadas de la coordinación con curvas.
MÉTODO DE COORDINACIÓN TIEMPO – CORRIENTE (TCC)
La coordinación de fusibles se basa en la coordinación de las curvas o características de
fusión de tiempo – corriente propias de cada tipo de fusible. Una curva tiempo –
corriente muestra el tiempo requerido para que un determinado fusible se funda o aísle
un circuito para el paso de distintas corrientes a través del fusible.
Una regla que se considera en la coordinación de fusibles es la siguiente: “el tiempo de
despeje total del fusible que sirve de protección principal no debe ser superior al 75% del
tiempo de fusión mínima del fusible de respaldo”. Esto logra la coordinación apropiada y
previene el daño al fusible de respaldo por cambios de temperatura y condiciones de
precarga.
Figura 3.2.5.110Método de coordinación tiempo – corriente (Navarro, 2013)
MÉTODO DE TABLAS DE COORDINACION
Cuando el proceso es repetitivo, la coordinación de fusibles se puede realizar también
mediante tablas de coordinación que son obtenidas a partir de las características de
mínima fusión del fusible de respaldo y de máxima de aclaración del fusible principal,
conservándose el criterio del 75%. Lo anterior es válido para fusibles estándar tipo ANSI
(T, K y H). (Zapata Castrillón, 2011)
42 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 3.2.5.1-111Coordinación entre fusibles tipo K (Zapata Castrillón, 2011)
Figura 3.2.5.1-212Coordinación entre fusibles tipo T (Zapata Castrillón, 2011)
3.2.5.2 COORDINACIÓN RECONECTADOR – FUSIBLE
La coordinación reconectador – fusible se realiza por medio del método de trazado de las
curvas características del reconectador y fusible, la cual permite obtener el rango de
niveles de cortocircuito en que es posible la coordinación de dispositivos.
Para lograr la coordinación entre reconectador-fusible, se deberán cumplir dos
condiciones:
43 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Para toda corriente de falla ubicada en la zona protegida del fusible, su tiempo mínimo de fusión deberá ser mayor que el producto entre el tiempo de operación de la característica rápida del reconectador y el factor K1, factor que depende tanto de la secuencia de operación como del tiempo de la primera reconexión. El punto de intersección entre dichas curvas corresponde al punto de corriente Máxima de coordinación.
Para toda corriente de falla ubicada en la zona protegida del fusible, su tiempo máximo de aclaramiento debe ser menor que el tiempo de operación de la característica retardada del reconectador. En caso de que estas curvas se encuentren muy cercanas, el reconectador deberá programarse para que opere a lo menos con dos operaciones retardadas, de modo que el reconectador pueda reponer el servicio al resto del sistema.
Figura 3.2.5.213 curvas coordinación reconectador – fusible (Navarro, 2013)
La siguiente tabla muestra los valores del factor de corrección K1 según el tiempo de la primera reconexión. (Navarro, 2013)
Tabla 3.2.5.25Valores de factor de corrección K1 (Navarro, 2013)
TIEMPO DE
RECONEXION
(CICLOS)
UNA OPERACIÓN
RAPIDA
DOS OPERACIONES
RAPIDAS
25-30 1,25 1,80
60 1,25 1,35
90 1,25 1,35
44 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
TIEMPO DE
RECONEXION
(CICLOS)
UNA OPERACIÓN
RAPIDA
DOS OPERACIONES
RAPIDAS
120 1,25 1,35
3.3 EFECTOS DE LA CONEXIÓN EN LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE EN UN ALIMENTADOR
Los equipos de protección de sobrecorriente corresponden a dispositivos cuya
selectividad reacciona frente a un aumento de corriente sobre los valores normales de
operación del elemento protegido, es decir, actúa cuando la corriente circulante por el
elemento protegido supera un cierto valor preestablecido, lo que indica que el sistema se
encuentra bajo la presencia de alguna falla.
Una Red de distribución radial se encuentra conformada básicamente de un alimentador
trifásico principal, el cual es protegido por un interruptor de potencia o reconectador
instalado a la salida de la subestación de bajada, cabecera del alimentador. Además,
está conformado por seccionalizadores o fusibles que permiten conectar los circuitos
laterales monofásicos o trifásicos al alimentador principal. Para la conexión o
seccionamiento por emergencia con otros alimentadores se utilizan cuchillas operadas
manual o remotamente.
El diseño de las redes de distribución eléctrica ha sido proyectado para que la potencia
fluya en una sola dirección.
La conexión de sistemas solares fotovoltaicos convierte a las redes de distribución de
sistemas simples a redes complejas, esto se debe a que los sistemas radiales tendrán
otras fuentes, las cuales hacen cambiar el flujo de las corrientes de falla, afectando la
operación de los sistemas de protección actualmente implementados. (Rozas, 2010)
(Bravo de las Casas, 2009).
45 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 3.314Protecciones presentes en la red de distribución (Rozas, 2010) (Bravo de las Casas, 2009).
Un factor a tomar en cuenta al momento de evaluar los dispositivos de protección a
instalar, es el efecto de la distancia sobre la corriente de falla, observándose una
disminución de la corriente de falla a medida que la distancia de la subestación se
incrementa, por efecto de la impedancia de la línea. (Rozas, 2010) (Bravo de las Casas,
2009).
La interconexión de generación distribuida a la red de distribución modifica la
característica radial del sistema de distribución, trayendo problemas en la coordinación
de las protecciones frente a fallas de cortocircuito. La protección tradicional ya no es
efectiva, debido a que la incorporación de generación distribuida puede generar aumento
en los niveles de corrientes de falla, cuyo impacto dependerá del tamaño, ubicación y
cantidad de generación distribuida conectados a la red. (Butler, 2011)
A continuación se describen los posibles problemas en las protecciones de
sobrecorriente con la adición de generación distribuida en los esquemas de
sobrecorriente existentes:
1. AUMENTO DE LOS NIVELES DE CORTOCIRCUITO
La figura 3.3-1 muestra una falla en una de las derivaciones laterales de un sistema de
distribución con generación distribuida.
46 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 3.3-115Aumento del nivel de cortocircuito (Butler, 2011)
Las corrientes que se analizan en estos casos son:
IREC: Corriente de falla proveniente del sistema de subtransmisión
IGD: Corriente de falla aportada por la conexión de la generación distribuida
IFUS: Corriente de falla en el lateral
Al comparar las corrientes, se observa que la corriente IF es mayor que la corriente que
observa el reconectador, esto se debe al aporte de la generación distribuida que se
encuentra inyectando potencia al alimentador, por lo que detecta una corriente de falla
mayor a la detectada por el reconectador; lo anterior puede ocasionar:
FATIGA DEL FUSIBLE: Se produce cuando el fusible comienza a fundirse antes de
la operación rápida del reconectador, reduciendo la vida útil del dispositivo pero no
causa la fusión completa del fusible, por lo que no habrá una interrupción
permanente. (Butler, 2011)
Figura 3.3-216Fatiga del fusible (Butler, 2011)
47 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
La corriente vista por el fusible en su curva mínima de fusión tiene un tiempo de
accionamiento menor que la corriente vista por el reconectador.
FUSIÓN DEL FUSIBLE FRENTE A FALLAS TEMPORALES: A medida que la
generación distribuida aumente, la corriente de falla a través del fusible también lo
hará, de este modo puede sufrir un corte permanente durante una falla que puede
ser potencialmente temporal, esto produce costos innecesarios en el sistema
asociados al reemplazo del elemento fusible y a costos por energía no
suministrada.
2. DESCONEXIÓN DEL SEGMENTO SIN FALLA, DISPARO INCORRECTO
El disparo incorrecto se produce cuando un dispositivo de protección que se
encuentra instalado fuera de la zona de falla, opera y causa irrazonablemente la
interrupción eléctrica en un alimentador. (Butler, 2011)
En la figura 3.3-3 se observa un esquema con dos alimentadores radiales
alimentados desde una misma subestación; en uno de los alimentadores se conecta
una fuente de generación distribuida aguas abajo del reconectador, en el otro
alimentador se produce una falla. Al momento de la falla operaria el reconectador del
alimentador donde se encuentra conectado la generación distribuida, las protecciones
dejarían desenergizado el interruptor que no tiene falla; lo anterior llevaría problemas
de confiabilidad al sistema de protección.
Figura 3.3-317Disparo Falso (Karen, 2011)
En el siguiente capítulo se realizará un análisis de las protecciones en una red de
distribución con sistemas solares fotovoltaicos anunciadas en este capítulo en diferentes
escenarios de operación.
48 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
4. Capítulo 4
ESQUEMAS DE PROTECCIONES EN REDES DE DISTRIBUCIÓN CON SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS.
4.1 INTRODUCCIÓN
El principal motivo para la realización del presente trabajo, es determinar cómo es el
impacto de la conexión de los sistemas solares fotovoltaicos en las redes de distribución,
principalmente ver el impacto en la coordinación de protecciones.
Se empleará para el análisis de la red de distribución con sistemas solares fotovoltaicos,
el software DIGSILENT Power Factory 15.1 (análisis de redes eléctricas), en donde se
tendrá en cuenta la siguiente metodología:
Se analizará la red de distribución bajo condiciones normales de operación (Sin
sistemas solares fotovoltaicos)
Se analizarán flujos de carga y corrientes de cortocircuito con escenarios de
máxima y mínima demanda.
Se calcularán altas y bajas tensiones en el alimentador principal de la red de
distribución en condiciones normales de operación y al incluir sistemas solares
fotovoltaicos.
49 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Se calcularán corrientes de cortocircuito trifásicas y monofásicas en el
alimentador principal y en cada uno de los nodos de la red de distribución en
condiciones normales de operación y con sistemas solares fotovoltaicos.
De acuerdo a los ítems anteriores se verificará el impacto de los sistemas solares
fotovoltaicos en la coordinación de protecciones.
Considerando la conexión de los sistemas solares fotovoltaicos, corrientes de carga y cortocircuito, se verificarán los ajustes de los equipos de protección.
4.2 CASO DE ESTUDIO: RED DE DISTRIBUCIÓN REAL
Para el desarrollo del presente trabajo se utilizó una red de distribución del operador de
red CHEC S.A.E.S.P, que se muestra en la figura 4.2, se empleó información técnica de
los equipos a ser instalados junto con el sistema solar fotovoltaico (transformadores,
conductores aéreos, fusibles, reconectadores), igualmente los ajustes de los relés de
protección, información proporcionada por CHEC S.A.E.S.P.
50 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 4.218Topología subestación Bolivia
El circuito BOL23L13 – LA MIEL está alimentado a una tensión 13,2 kV con una potencia de cortocircuito de 36,3 MVA, a través de un transformador 33/13,2 kV de 3 MVA, el circuito presenta una carga de 0,223 MVA.
4.3 IMPACTO DE LOS SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS INSTALADA DEBIDO A LA UBICACIÓN EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN
Para verificar el impacto del sistema solar fotovoltaico en la red de distribución, se analizarán inicialmente los perfiles de tensión de la red de distribución antes y después de la conexión del sistema solar fotovoltaico para dos escenarios de operación de
51 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
demanda máxima y mínima y dos escenarios de conexión generación distribuida en un solo punto y generación distribuida en varios puntos.
4.3.1 CONEXIÓN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO EN UN SOLO PUNTO
El sistema solar Fotovoltaico conectado al circuito BOL23L13-LA MIEL en el nodo
E22377, alimentado a un nivel de tensión de 13.2 kV, con potencia total de 60 KVA a
través de un transformador elevador de 2 MVA; la topología del circuito y el diagrama
unifilar del sistema solar fotovoltaico se muestra a continuación:
Figura 4.3.119Topología Circuito BOL23L13 – LA MIEL con PV
52 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 4.3.1-120Diagrama Unifilar Circuito BOL23L13 – LA MIEL con PV
Para el análisis se utilizó el modelo de simulación de 60 KVA, aplicado para Digsilent Power Factory Versión 15.1.5; este es el más empleado para simulación de fallas en sistemas balanceados y desbalanceados; el cual tiene las siguientes consideraciones técnicas:
Generador estático, el cual actúa como una fuente de corriente.
Modelo diseñado para ser utilizado solo para simulaciones RMS (representación fasorial de frecuencia) en Digsilent Power Factory.
53 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Considerando que en CHEC S.A.E.S.P las PCH’s utilizan transformadores como mínimo de 1 MVA, para las simulaciones en esta tesis se conectaron dos generadores estáticos en el nodo E22377 perteneciente al circuito BOL23L13 – LA MIEL, estos generadores están alimentados a través de dos transformadores elevadores cada uno con una potencia nominal de 1 MVA.
De acuerdo a la figura 4.3.1 se utilizó toda la red primaria del circuito BOL23L13, ya que Digsilent Power Factory Versión 15.1.5 tiene la opción de modelar el circuito completo, sin necesidad de emplear una red equivalente, este circuito cuenta con una longitud aproximada de 40 Km, con calibre 2 ACSR – cable desnudo, el circuito está alimentado a través de una red externa con los parámetros eléctricos de la red 115 / 33 kV del sistema CHEC S.A.E.S.P, para efectos de simulación se empleó un sistema balanceado.
4.3.1.1 VALOR DE TENSIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN SIN SISTEMA SOLAR
FOTOVOLTAICO.
Se realizó un flujo de carga para el circuito BOL23L13 – LA MIEL, para validar en cada
uno de los nodos los perfiles de tensión, encontrando que los niveles de tensión en el
circuito son constantes, no existen caídas de tensión ni sobrecarga en ningún tramo de la
red; de acuerdo a lo recomendado por la norma IEEE Std 1547-2003 los rangos de
tensión se encuentran entre 0,95 p.u a 1.05 p.u. Ver resultados completos en Anexo A.
Tabla 4.3.1.16Valor de tensión Demanda Máxima sin PV
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22337 12.78437 0,9685131
Los resultados para el escenario de demanda mínima del perfil de tensión de la red de
distribución sin sistema solar fotovoltaico se pueden ver en el anexo A.
4.3.1.2 VALOR DE TENSIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN CON SISTEMA SOLAR
FOTOVOLTAICO.
Al conectarse el sistema solar fotovoltaico al circuito nivel de tensión 13,2 kV, los niveles
de tensión mejoran, no se presenta sobrecarga en los transformadores instalados, lo
anterior se puede observar en la tabla 4.3.1.2. Ver resultados completos en el anexo A.1.
Tabla 4.3.1.27Valor de tensión Demanda Máxima con PV
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22377 12.65515 0.9587235
54 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Tabla 4.3.1.2-18Valor de tensión y Cargabilidad PV con Demanda Máxima
NOMBRE NODO TERMINAL V H -V P.U V L -V P.U CARGABILIDAD
TRAFO PV1 E22377 PV1 0.9549878 0.8533077 34.72084%
TRAFO PV2 E22377 PV2 0.9549878 0.8533077 34.72084%
Al conectar el sistema solar fotovoltaico en la red de distribución nivel de tensión 13,2 kV,
se puede observar reducción de caídas de tensión, liberación de sobrecarga en las
líneas, aunque es un beneficio para las redes de distribución, queda faltando el análisis
del comportamiento de las protecciones eléctricas, el cual será analizado más adelante.
Los resultados del perfil de tensión de la red de distribución con sistema solar fotovoltaico
para el escenario de demanda mínima, se pueden ver en el anexo A.1.
4.3.2 CONEXIÓN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO DIVIDIDA EN VARIOS PUNTOS
Para este caso de conexión, el sistema solar Fotovoltaico se conectó en 5 diferentes
nodos del circuito BOL23L13-LA MIEL, siendo estos los nodos E22132, E33275, E22377,
E22101 y E22135, alimentado a un nivel de tensión de 13.2 kV, con potencia total de 60
kVA alimentado a través de un transformador elevador de 200 kVA; se consideró esta
capacidad nominal para el transformador elevador, con el fin de mantener la potencia
nominal que se tuvo en cuenta en el primer caso de estudio (2 MVA), la localización de la
generación distribuida se muestra a continuación:
55 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 4.3.221Topología Circuito BOL23L13 – LA MIEL con PV
Teniendo en cuenta que el circuito es totalmente rural y residencial, la ubicación de la
generación distribuida se realizó en nodos alejados de la subestación Bolivia, con el fin
de verificar el comportamiento de las tensiones y las corrientes de cortocircuito.
4.3.2.1 PERFIL DE TENSIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN CON CONEXIÓN DE VARIOS
SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS.
Al conectar varios sistemas solares fotovoltaicos al circuito nivel de tensión 13,2 kV, los
niveles de tensión mejoran, no se presenta sobrecarga en los transformadores
instalados, lo anterior se puede observar en la tabla 4.3.2.1 Ver resultados completos en
el anexo B.
Tabla 4.3.2.1 9Valores de tensión Demanda Máxima con PV
NODO SIN PV CON PV
TENSION L-L (KV) V
P.U TENSION L-L (KV)
V P.U
E22135 12.81 0,97 12,3 0,93
56 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO SIN PV CON PV
TENSION L-L (KV) V
P.U TENSION L-L (KV)
V P.U
E22132 12.76 0,96 12.19 0.92
E22101 12.76 0,96 12,2 0,92
E22375 12.78 0,96 12.26 0.92
E22337 12.78 0,96 12.29 0.93
Tabla 4.3.1.2-210Valores de tensión y Cargabilidad PV con Demanda Máxima
NOMBRE NODO TERMINAL V H -V P.U V L -V P.U CARGABILIDAD
TRAFO PV1 E22135 PV1 0,97 1 33,95%
TRAFO PV2 E22132 PV2 0,96 0,99 34%
TRAFO PV3 E22101 PV3 0,97 1 33,99%
TRAFO PV4 E22375 PV4 0,97 1 33,97%
TRAFO PV5 E22337 PV5 0,93 0,91 33,97%
Igual que el caso anterior al conectar solo un sistema solar fotovoltaico a la red de
distribución nivel de tensión 13,2 kV, se puede observar reducción de caídas de tensión,
liberación de sobrecarga en las líneas.
Los resultados del perfil de tensión de la red de distribución con sistema solar fotovoltaico
para el escenario de demanda mínima, se pueden ver en el anexo B.1.
Tabla 4.3.2.311Valores de tensión Demanda Máxima con PV
NODO SIN PV CON PV
TENSION L-L (KV) V
P.U TENSION L-L (KV)
V P.U
E22135 13.7 1.04 13.7 1.04
E22132 13.7 1.04 13.73 1.04
E22101 13.7 1.03 13.7 1.04
E22375 13.71 1.04 13.74 1.04
E22337 13.82 1.04 13.74 1.04
57 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
4.4 IMPACTO DE LA INSTALACION DE SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS EN LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN
4.4.1 AJUSTE DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN REAL CON CONEXIÓN DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO EN UN SOLO PUNTO.
Los equipos que se ven afectados al instalar un sistema solar fotovoltaico son los
reconectadores del alimentador principal y el lado de baja del transformador de la
subestación Bolivia, el cual se ilustra en el siguiente diagrama unifilar.
Figura 4.4.1 22Localización reconectadores S/E BOLIVIA
RECONECTADOR BOL23T11
RECONECTADOR BOL23L13
RECONECTADOR PUNTO
DE CONEXIÓN PV
58 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Actualmente en CHEC S.A.E.S se tienen los siguientes ajustes de protección en el
alimentador principal del circuito BOL23L13 – LA MIEL, este circuito está protegido con
un reconectador COOPER POWER SYSTEM.
Tabla 4.4.112Ajustes relé de protección lado de baja transformador BOL23T11 (Suministrados por el operador de red CHEC S.A.E.SP)
AJUSTES SIMBOLO BOL23T11
UNIDAD TEMPORIZADA DE FASE I> 160
DIAL DE TIEMPO DE FASE K> 0,58
CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE FASE CURVA I> VI
UNIDAD INSTANTANEA DE FASE I>> OFF
TIEMPO UNIDAD INSTANTANEA DE FASE t>> OFF
UNIDAD TEMPORIZADA DE NEUTRO Io> 75
DIAL DE TIEMPO DE NEUTRO Ko> 0,9
CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE NEUTRO CURVA Io> VI
UNIDAD INSTANTANEA DE NEUTRO Io>> OFF
TIEMPO UNIDAD INSTANTANEA DE NEUTRO to>> OFF
Tabla 4.4.1-113Ajustes relé de protección circuito BOL23L13 Suministrados por el operador de red CHEC S.A.E.SP)
AJUSTES SIMBOLO BOL23L13
UNIDAD TEMPORIZADA DE FASE I> 110
DIAL DE TIEMPO DE FASE K> 0,18
CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE FASE CURVA I> VI
UNIDAD INSTANTANEA DE FASE I>> 1049
TIEMPO UNIDAD INSTANTANEA DE FASE t>> 0,05
UNIDAD TEMPORIZADA DE NEUTRO Io> 60
DIAL DE TIEMPO DE NEUTRO Ko> 0,37
CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE NEUTRO CURVA Io> VI
UNIDAD INSTANTANEA DE NEUTRO Io>> 1179
TIEMPO UNIDAD INSTANTANEA DE NEUTRO to>> 0,05
4.4.2 CURVAS DE PROTECCIÓN RED DE DISTRIBUCIÓN REAL SIN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO
Las curvas de protecciones de los relés de fase y de tierra en reconectador cercano
presentan las siguientes curvas características de protección según la parametrización
59 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
declarada por la empresa CHEC.S.A.E.S.P. En cada una de las gráficas se detalla para
las diferentes funciones de protección (temporizada o tiempo inverso) la parametrización
entregada por la CHEC.
Para que exista una correcta coordinación de protecciones, ante una falla en el punto de
conexión del sistema solar fotovoltaico, el equipo que se instale como protección en este
punto debe operar en el menor tiempo posible, para que no se quede la totalidad del
circuito sin servicio.
4.4.2.1 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO EN ESCENARIO DE DEMANDA MÁXIMA
Figura 4.4.2.123Corriente de cortocircuito trifásica sin PV
60 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 4.4.2.1-124Corriente de cortocircuito Monofásica sin PV
Las figuras 4.4.2.1 Y 4.4.2.1-1 muestran las corrientes de falla trifásica y monofásica,
tiempos de operación entre el equipo de protección del alimentador principal y el lado de
baja del transformador de la subestación Bolivia, sin conexión del sistema solar
fotovoltaico. Se observa el tiempo de operación del circuito BOL23L13- LA MIEL el cual
es de 0,342 s mientras que el tiempo de despeje del equipo de protección por el lado de
baja del transformador en subestación Bolivia es de 1,713 s. para fallas trifásicas, ya que
para fallas monofásicas el tiempo de operación del circuito BOL23L13- LA MIEL el cual
es de 0,434 s mientras que el tiempo de despeje del equipo de protección por el lado de
baja del transformador en subestación Bolivia es de 1,348 s.
61 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
4.4.2.2 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO EN ESCENARIO DE DEMANDA MÍNIMA
Figura 4.4.225Corriente de cortocircuito trifásica sin PV
62 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 4.4.2-1 26Corriente de cortocircuito Monofásica sin PV
Las figuras 4.4.2 y 4.4.2-1 muestran las corrientes de falla trifásica y monofásica, tiempos
de operación entre el equipo de protección del alimentador principal y el lado de baja del
transformador de la subestación Bolivia, sin conexión del sistema solar fotovoltaico. Se
observa el tiempo de operación del circuito BOL23L13- LA MIEL el cual es de 0,34 s
mientras que el tiempo de despeje del equipo de protección por el lado de baja del
transformador en subestación Bolivia es de 1,7 s. para fallas trifásicas, ya que para fallas
monofásicas el tiempo de operación del circuito BOL23L13- LA MIEL el cual es de 0,431
s mientras que el tiempo de despeje del equipo de protección por el lado de baja del
transformador en subestación Bolivia es de 1,338 s.
63 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
4.5 AJUSTE DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCION REAL CON CONEXIÓN DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO.
Teniendo en cuenta que se conectará el sistema solar fotovoltaico en la red de
distribución, es posible que se tenga que realizar cambios en los ajustes de protección de
la red de distribución actual, para ello se muestra en la tabla 4.5 corrientes máximas de
carga, corrientes de cortocircuito monofásicas máximas con y sin conexión del sistema
solar fotovoltaico.
Tabla 4.514Parámetros eléctricos circuito BOL23L13 con PV
RELE DE PROTECCION
UBICACIÓN
CORRIENTE DE CARGA MAXIMA
(A)
CORRIENTE DE FALLA MAXIMA (A)
SIN PV CON PV SIN PV CON PV
1 S/E BOLIVIA 25 34 1541 1541
2 ALIMENTADOR PRINCIPAL - BOL23L13 17 31 1541 1541
3 PUNTO CONEXIÓN PARA PV 0 30 751 751
La tabla 4.5 muestra la corriente de carga máxima y la corriente de cortocircuito
monofásica máxima que pasa por cada uno de los equipos de protección sin y con
sistema solar fotovoltaico.
Teniendo en cuenta que se encuentra concentrada la potencia (2MVA) del sistema solar
fotovoltaico en un solo punto (nodo E22377) conectado a la red de distribución 13,2 kV,
la corriente del circuito BOL23L13 aumenta tanto para el alimentador principal como para
la subestación Bolivia en donde se está concentrando toda la carga de los tres circuitos
pertenecientes a dicha subestación.
4.5.1 AJUSTE DE PROTECIÓN RELÉ 3
El ajuste de protección está determinado por la capacidad y el comportamiento de los
equipos e instalaciones del sistema eléctrico, en todas las condiciones de operación,
tanto temporal como permanente.
4.5.1.1 AJUSTES PROTECCIONES SOBRECORRIENTE
64 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Los ajustes adoptados sobre las unidades de sobrecorriente, se resume de la siguiente
manera:
AJUSTES PROTECCIONES SOBRECORRIENTE TEMPORIZADA DE FASE
UNIDAD 51 (I>)
Para definir la corriente de arranque de la unidad 51, se toma en cuenta la capacidad de
transformación del sistema solar fotovoltaico, que equivale a:
Capacidad transformador 1: 1 MVA Capacidad transformador 2: 1 MVA Capacidad total PV: 2 MVA Capacidad total de transformación: 2 MVA Corriente nominal total de transformación:
Para calcular el nivel de arranque, se considera una sobrecorriente del 120%, de la
siguiente manera:
Corriente arranque unidad 51: 1,2 * 87,48 A = 104.976 A ≡ 105 A.
Se recomienda escoger una curva IEC Muy Inversa o IEC Normal Inversa, de acuerdo al
tipo de curvas que se encuentren aguas abajo, sin embargo se puede seleccionar otro
tipo de curva diferente, siempre y cuando se garantice la selectividad y un factor de
coordinación adecuado entre protecciones.
Característica IEC Muy Inversa:
𝑡 = 13,5
(1
𝑡𝑎𝑝) − 1∗ 𝑑𝑖𝑎𝑙
Característica IEC Normal Inversa:
𝑡 = 0,14
(1
𝑡𝑎𝑝)0.02 − 1∗ 𝑑𝑖𝑎
65 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
La característica de operación, se debe seleccionar dependiendo de la curva de protección implementada en el dispositivo más temporizado ubicadas aguas abajo. El dial se calcula para garantizar la selectividad con los dispositivos de protección
ubicados aguas abajo del alimentador ante una falla al 1% de los alimentadores.
AJUSTES PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE INSTANTANEA DE FASE
UNIDAD 50 (I>>)
Se recomienda ajustar una etapa de tiempo definido con una corriente de arranque igual al 1,5 × Icc3F aporte. Siendo Icc3F la corriente de cortocircuito trifásica.
AJUSTES PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE UNIDAD 51 (Io>)
La corriente de arranque de la función de falla a tierra, se ajusta entre el 10% y el 40% de
la menor corriente entre: la corriente nominal de la línea o circuito y la corriente del
transformador de corriente.
La característica de operación, se debe seleccionar dependiendo de la curva de
protección implementada en el relé más temporizado ubicado aguas abajo.
El dial se calcula para garantizar la selectividad con los dispositivos de protección
ubicados aguas abajo del alimentador ante una falla al 1% de los alimentadores
asociados a estas protecciones, considerando un factor de coordinación entre 0,2-0,3 s.
Se debe verificar de igual forma, que los diales recomendados puedan ser
implementados en el dispositivo de protección, según los rangos de ajustes definidos por
cada fabricante.
Corriente Arranque Unidad 51N (Io>): 0,3 x 105 Amp Primarios: 32 Amp Prim.
AJUSTES PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE INSTANTANEA DE FASE
UNIDAD 50N (Io>>)
Se recomienda ajustar una etapa de tiempo definido con una corriente de arranque igual al 1,5 × Icc1F aporte.
Se selecciona solo un grupo de ajustes para el reconectador a instalar en el sistema solar Fotovoltaico, ya que estos se ajustaron de acuerdo a la capacidad nominal del transformador elevador, los cuales aplican como protección para máxima y mínima demanda.
66 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Tabla 4.5.1.1 15Ajustes relé de protección punto conexión PV
AJUSTES SIMBOLO BOL23L13
UNIDAD TEMPORIZADA DE FASE I> 105
DIAL DE TIEMPO DE FASE K> 0,18
CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE FASE CURVA I> VI
UNIDAD INSTANTANEA DE FASE I>> 880
TIEMPO UNIDAD INSTANTANEA DE FASE t>> 0,03
UNIDAD TEMPORIZADA DE NEUTRO Io> 32
DIAL DE TIEMPO DE NEUTRO Ko> 0,55
CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE NEUTRO CURVA Io> VI
UNIDAD INSTANTANEA DE NEUTRO Io>> 860
TIEMPO UNIDAD INSTANTANEA DE NEUTRO to>> 0,03
4.5.2 AJUSTE DE PROTECCIÓN RELÉ 2
De acuerdo a la información suministrada por el operador de red CHEC S.A.E.S.P las
protecciones de los alimentadores principales en las redes de distribución, tienen
consideradas en los ajustes de temporizados de fase y neutro incrementos de carga a
futuro; por lo anterior de acuerdo a los resultados de las simulaciones para el presente
trabajo solo se modificó los diales tanto para fase y neutro del circuito BOL23L13 – LA
MIEL.
Tabla 4.5.2 16Ajustes relé de protección circuito BOL23L13 con conexión PV (Suministrados por el operador de red CHEC S.A.E.SP)
AJUSTES SIMBOLO BOL23L13
UNIDAD TEMPORIZADA DE FASE I> 110
DIAL DE TIEMPO DE FASE K> 0,29
CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE FASE CURVA I> VI
UNIDAD INSTANTANEA DE FASE I>> 1049
TIEMPO UNIDAD INSTANTANEA DE FASE t>> 0,05
UNIDAD TEMPORIZADA DE NEUTRO Io> 60
DIAL DE TIEMPO DE NEUTRO Ko> 0,5
CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE NEUTRO CURVA Io> VI
UNIDAD INSTANTANEA DE NEUTRO Io>> 1179
TIEMPO UNIDAD INSTANTANEA DE NEUTRO to>> 0,05
67 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
4.5.3 AJUSTE DE PROTECIÓN RELÉ 1
De acuerdo a las simulaciones, no es necesario realizar modificación de ajustes a las
protecciones del equipo de protección por el lado de baja del transformador de la
subestación Bolivia.
4.6 SIMULACIÓN EQUIPOS DE PROTECCIÓN RED DE DISTRIBUCIÓN REAL
De acuerdo a las simulaciones realizadas, la conexión del sistema solar fotovoltaico
altera los tiempos de operación de los equipos de protección existentes en la red de
distribución, al ajustar de nuevo los equipos de protección existentes teniendo en cuenta
la conexión del sistema solar fotovoltaico, se mantiene la coordinación de protecciones.
La figura 4.6 muestra corrientes de falla y tiempos de operación de los equipos de
protección con los ajustes iniciales al conectarle el sistema solar Fotovoltaico, se
consideró para este caso una falla monofásica en el punto de conexión con demanda
máxima y corrientes de cortocircuito máxima.
Figura 4.627Corriente de cortocircuito Monofásica con PV – ajustes actuales equipos de protección.
68 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Como se observa en la gráfica 4.6, los tiempos de operación están fuera de los tiempos
de operación recomendados para que exista una correcta coordinación de protecciones
entre los equipos de protección, siendo estos de 0,2 s a 0,5 s, ante esta falla se puede
decir que existe una primera actuación del reconectador de la PV y a los 43 ms habría
una actuación del reconectador del alimentador principal BOL23L13 – LA MIEL, dejando
la totalidad del circuito fuera de servicio.
Con los nuevos ajustes propuestos al equipo de protección BOL23L13 – LA MIEL, se
tienen mejores tiempos de operación, que permiten coordinación de protecciones, lo
anterior se muestra en la figura 4.6-1.
Figura 4.6-128Corriente de cortocircuito Monofásica con PV – nuevos ajustes equipos de protección.
Las simulaciones completas para los escenarios de operación demanda máxima y
mínima, con corrientes de cortocircuito máximas y mínimas se pueden observar en los
anexos 3.
Teniendo en cuenta que en las redes de distribución a nivel de tensión 13,2 kV, solo se
tienen ajustadas las protecciones de sobrecorriente en sus equipos de protección, es
posible mantener una coordinación de protecciones al conectar a las redes sistemas
solares fotovoltaicas, permitiendo que exista selectividad entre todos los equipos de
protección.
69 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
4.7 ESQUEMA DE PROTECCIONES SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO NIVEL DE TENSIÓN 0.44 kV.
Para este caso se debe considerar un equipo de protección que establezca un rango de
baja y sobre frecuencia (protección 81) para que no se vea afectada la red de distribución
nivel de tensión 13,2 kV y un rango de baja y sobretensión (protección 27 y 59), lo
anterior para permitir una correcta operación del sistema solar fotovoltaico.
4.7.1 AJUSTE PROTECCIÓN BAJA TENSIÓN (27)
Esta función por lo general no es usada para dar disparo al interruptor del generador, es más bien utilizada como enclavamiento para otro tipo de funciones como la energización inadvertida, ya que el regulador automático de tensión del generador mantiene la tensión dentro de los límites permisibles de operación en régimen permanente, por lo tanto una disminución sostenida de esta puede ser indicada por la activación de una alarma. Por lo tanto se recomienda ajustar una alarma al 70% de la tensión nominal del
generador durante 10 s. El elemento de alarma es de tiempo definido.
4.7.2 AJUSTE PROTECCIÓN SOBRETENSIÓN (59)
En la función de sobretensión se recomienda implementar dos etapas de disparo. La primera etapa ajustada al 110% de la tensión nominal con una temporización de 60 s. La segunda etapa se recomienda ajustar al 130% de la tensión nominal de la línea temporizada en 1,5 s. Se recomienda verificar que estos ajustes estén por debajo de la característica de no conducción de los pararrayos, con el objetivo de poder dar protección a estos elementos ante sobretensiones temporales y ante las sobretensiones máximas permitidas en el sistema. Es necesario a su vez, implementar esta función donde la operación del sistema lo
requiera y con el objetivo de cumplir con los criterios impuestos por la regulación
colombiana para los niveles de tensión en los activos pertenecientes al área de influencia
del proyecto.
4.7.3 AJUSTE PROTECCIÓN DE SOBRE Y BAJA FRECUENCIA (81)
De acuerdo a la norma IEEE Std. 1547 – 2003, se establecen los siguientes ajustes para los relés de frecuencia:
Frecuencias por encima de 60.5 Hz se tiene un tiempo de retardo de 0,16 s.
Frecuencias por debajo de 57 Hz se tiene un tiempo de retardo de 0,16 s.
70 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
De acuerdo a las simulaciones realizadas cuando se conecta en la red de distribución un
sistema solar Fotovoltaico, se observan mejores niveles de tensión, sin embargo surgen
problemas en la coordinación de protecciones; estos se reducen ajustando nuevamente
los equipos de protección teniendo en cuenta las nuevas corrientes de carga y
cortocircuito debidas al sistema solar fotovoltaico.
4.8 AJUSTE DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN REAL CON CONEXIÓN DE SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS EN VARIOS PUNTOS.
Teniendo en cuenta que se conectarán los sistemas solares fotovoltaicos en varios
puntos de la red de distribución, es posible que se tenga que realizar cambios en los
ajustes de protección de la red de distribución actual, para ello se muestra en la tabla 4.8
corrientes máximas de carga, corrientes de cortocircuito monofásicas máximas con y sin
conexión del sistema solar fotovoltaico.
Tabla 4.8 17Parámetros eléctricos circuito BOL23L13 con conexión de varios PV
RELE DE PROTECCION
UBICACIÓN
CORRIENTE DE CARGA MAXIMA (A)
CORRIENTE DE FALLA MAXIMA (A)
SIN PV CON PV SIN PV CON PV
1 LADO DE BAJA TRANSFORMADOR 25 18 1541 1541
2 ALIMENTADOR PRINCIPAL 17 16 1541 1541
3 PV1 0 3 751 751
4 PV2 0 3 756 756
5 PV3 0 3 868 868
6 PV4 0 3 579 579
7 PV5 0 3 539 539
Al conectar los sistemas solares fotovoltaicos en el circuito, se observa que la corriente
máxima en el alimentador principal disminuye al tener potencias distribuidas y la carga
localizada en varios puntos del circuito.
71 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
4.8.1 AJUSTE DE PROTECCIÓN PARA LOS SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS.
Igual que el caso anterior el ajuste de protección está determinado por la capacidad y el
comportamiento de los equipos e instalaciones del sistema eléctrico, en todas las
condiciones de operación, tanto temporal como permanente. Para este escenario,
teniendo en cuenta que se repartió la capacidad total que se tenía de 2 MVA, en 5
diferentes puntos del circuito, se utilizaron transformadores elevadores de 400 kVA para
cada conexión de la generación distribuida; para esta capacidad de potencia se calculó
un fusible como equipo de protección principal.
Para definir el valor del fusible, se toma en cuenta la capacidad de transformación del
sistema solar fotovoltaico, que equivale a:
Capacidad transformador PV: 0.4 MVA Corriente nominal total de transformación:
Para ajustar correctamente el fusible, se considera una sobrecorriente del 125% de la
siguiente manera:
Corriente arranque Fusible: 1,25 * 17,51 A = 23,6 A ≡ 24 A.
De acuerdo a lo anterior, se protegerá el sistema solar fotovoltaico con un fusible
T20, el cual soporta un 25% más de su corriente nominal.
Los ajustes de los equipos de protección para el alimentador principal quedan ajustados
de la misma forma que el primer escenario de conexión.
Tabla 4.8.118Ajustes relé de protección circuito BOL23L13 con conexión PV (Suministrados por el operador de red CHEC S.A.E.SP)
AJUSTES SIMBOLO BOL23L13
UNIDAD TEMPORIZADA DE FASE I> 110
DIAL DE TIEMPO DE FASE K> 0,29
CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE FASE CURVA I> VI
UNIDAD INSTANTANEA DE FASE I>> 1049
TIEMPO UNIDAD INSTANTANEA DE FASE t>> 0,05
UNIDAD TEMPORIZADA DE NEUTRO Io> 60
DIAL DE TIEMPO DE NEUTRO Ko> 0,5
CARACTERISTICA DE OPERACIÓN DE NEUTRO CURVA Io> VI
72 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
AJUSTES SIMBOLO BOL23L13
UNIDAD INSTANTANEA DE NEUTRO Io>> 1179
TIEMPO UNIDAD INSTANTANEA DE NEUTRO to>> 0,05
4.9 SIMULACIÓN EQUIPOS DE PROTECCIÓN RED DE DISTRIBUCIÓN REAL
Para este escenario, teniendo en cuenta que se repartió la capacidad total que se tenía
de 2 MVA, en 5 diferentes puntos del circuito, se utilizaron transformadores elevadores
de 400 kVA para cada conexión de la generación distribuida; para esta capacidad de
potencia se calculó un fusible T20 como equipo de protección principal y se consideró el
nodo (E22021) con mayor corriente de cortocircuito monofásica para las siguiente
simulación.
Con los nuevos ajustes a los equipos de protección existentes teniendo en cuenta la
conexión del sistema solar fotovoltaico, se mantiene una correcta coordinación de
protecciones con un tiempo mínimo de 200 ms.
La figura 4.9 muestra corrientes de falla y tiempos de operación de los equipos de
protección con los ajustes iniciales al conectarle el sistema solar Fotovoltaico, se
consideró para este caso una falla monofásica en el punto de conexión con demanda
máxima y corrientes de cortocircuito máxima.
73 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura 4.929Corriente de cortocircuito Monofásica con PV – nuevos ajustes equipos de protección.
Con los nuevos ajustes propuestos al equipo de protección BOL23L13 – LA MIEL en el
primer escenario de conexión de la generación distribuida, se tienen mejores tiempos de
operación, que permiten una buena coordinación de protecciones.
Se observa el tiempo de operación del fusible a los 0.04 s, seguido del circuito
BOL23L13- LA MIEL el cual es de 0,501 s mientras que el tiempo de despeje del equipo
de protección por el lado de baja del transformador en subestación Bolivia es de 1,149 s.
74 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
5. Capítulo 5
CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS
5.1 CONCLUSIONES
El uso de sistemas solares fotovoltaicos cada vez se ha convertido en una alternativa
para disminuir el uso de la energía convencional, este tipo de energía disminuye los
niveles de contaminación, no emite gases tóxicos, no contribuye con el efecto
invernadero, ni destruye la capa de ozono.
En la actualidad las redes de distribución a nivel de 13,2 kV, están diseñadas para operar
sin generación distribuida, en este caso sin sistemas solares fotovoltaicos, no se tiene
definido un esquema para la coordinación de protecciones, por lo que al conectar
generación distribuida a la red de distribución se debe minimizar al máximo el impacto de
las corrientes de falla en los ajustes de las protecciones de sobrecorriente, ya que estas
varían de acuerdo a los aportes de la generación distribuida.
Uno de los mayores problemas en la coordinación de protecciones cuando hay conexión
de generación distribuida, es debido a que las redes de distribución están diseñadas para
que el flujo de la corriente sea en una sola dirección y los esquemas de protección en
especial la protección de sobrecorriente es aplicada en una sola dirección y a sistemas
radiales; al conectar generación distribuida esta puede aportar tanto corrientes de falla
como de carga, por lo cual puede presentar los problemas de coordinación de las
protecciones. De acuerdo a los escenarios presentados en este trabajo, al conectar el
sistema solar fotovoltaico a la red de distribución el impacto en la coordinación de
protecciones fue mínimo, ya que se conectó a la red una carga relativamente pequeña en
cuanto a generadores estáticos y en un punto alejado al alimentador principal, lo cual no
impactó en mayor proporción las corrientes de carga y cortocircuito, mejorando a la vez
la tensión en el ramal del circuito BOL23L13 – LA MIEL.
Con la conexión del sistema solar fotovoltaico, ya sea en uno o varios puntos del circuito
BOL23L13 – LA MIEL, mejora los niveles de tensión en el circuito y se disminuyen los
niveles de carga en las líneas, aunque se mantienen los problemas en la coordinación de
75 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
protecciones, estos se solucionan ajustando nuevamente las protecciones considerando
la conexión de la generación distribuida, es probable que los problemas persistan pero
esto depende de los relés y configuración de los equipos que se tengan en el alimentador
principal.
Al distribuir los sistemas solares fotovoltaicos en varios puntos del circuito, se observa
que la corriente de carga máxima en el alimentador principal disminuye al tener potencias
y cargas distribuidas de manera uniforme, caso contrario al instalar toda la generación
distribuida en un solo punto, la corriente de carga en el alimentador principal aumenta.
Al distribuir los sistemas solares fotovoltaicos en varios puntos del circuito, se observa
que las corrientes de cortocircuito en el circuito BOL23L13 – LA MIEL disminuyen al tener
potencias y cargas distribuidas de manera uniforme
En presencia de fallas francas sobre la barra de 13,2 kV del sistema solar fotovoltaico,
tanto monofásica como trifásica, causarán arranques y disparos de las protecciones
instantáneas sobre el reconectador del alimentador principal del circuito. A este tipo de
evento se producirá un ciclo de recierre automático en la subestación Bolivia, lo que
normalizará todo el circuito BOL23L13 – LA MIEL, en cuanto a la generación distribuida
permanecerá abierta hasta que no se normalice la falla presentada.
Incluir la generación distribuida en las redes de distribución nivel de tensión 13.2 kV, a
pesar que trae muchas ventajas, será un desafío para la ingeniería ya que las redes de
distribución hoy en día tienen un diseño convencional y necesitará ser reformado
completamente.
De acuerdo a las simulaciones realizadas, se puede observar que al conectar la
generación distribuida en varios puntos del circuito, la continuidad del servicio queda más
vulnerable cuando se protege la generación distribuida con fusibles que con
reconectadores, ya que al quemarse el fusible se debe esperar a que este sea cambiado,
comparado con un reconectador el cual se le puede ajustar recierres o tiempos de
reclamo mientras se aísla las fallas.
Una correcta coordinación de protecciones en las redes de distribución es
extremadamente importante, no sólo por la mejora en la selectividad y confiabilidad del
sistema de protecciones, sino también por el mejoramiento en la calidad y continuidad del
servicio.
Teniendo en cuenta que el circuito tiene una carga de 0,223 MVA y al instalar una carga
adicional de 2 MVA, se tienen cambios de sentido en los flujos de potencia, las
protecciones no direccionales que se tienen en la actualidad no son recomendados
76 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
dejarlos como equipos de protección en el alimentador principal, por lo anterior se
recomienda cambiar los relés por relés direccionales.
Al tener instalado los 2 MVA en un solo punto, se selecciona solo un grupo de ajustes para el equipo de protección a instalar en el sistema solar Fotovoltaico, ya que estos se ajustaron de acuerdo a la capacidad nominal del transformador elevador, los cuales aplican como protección para máxima y mínima demanda, lo que facilita no tener varios ajustes de protección que puedan poner en riesgo la operación normal del sistema.
Las conexiones de sistemas solares fotovoltaicos en las redes de distribución, obliga al operador de red a modernizar sus equipos de protección, ya que con estas nuevas tecnologías tanto los flujos de carga como las corrientes de cortocircuito varían haciendo que se requieran equipos direccionales en la red.
Es importante que el operador de red, ante una conexión de sistemas solares fotovoltaicos, solicite al diseñador un estudio completo de coordinación de protecciones del mismo, con el fin de verificar cómo es el comportamiento de este respecto al existente en la red de distribución.
5.2 RECOMENDACIONES PARA TRABAJOS FUTUROS
Los resultados de las simulaciones realizadas en el presente trabajo serán presentados a
la empresa CHEC S.A.E.S.P, con el fin de recomendar la implementación de sistemas
solares fotovoltaicos en las redes de distribución, para ello se tienen las siguientes
consideraciones para trabajos futuros:
Se recomienda diseñar y ajustar los equipos de protección cuando se tenga conexión de sistemas solares fotovoltaicos en efecto isla, tanto para redes de distribución a nivel de tensión 13,2 kV como para 33kV.
Verificar el comportamiento de la función de protección direccional en líneas de 33 kV conectando sistemas solares fotovoltaicos de manera radial y en anillo.
Revisar la coordinación de protecciones cuando se conectan sistemas solares fotovoltaicos en líneas de 33 kV, donde existan equipos de protección con función de sincronismo activo en el alimentador principal.
Analizar el estudio de coordinación de protecciones con otros modelos de sistemas solares fotovoltaicos, tales como sistemas solares fotovoltaicos con Convertidores o elementos de almacenamiento para nivel de tensión 33 kV.
Realizar una proyección Costo/Beneficio para la conexión de sistemas solares fotovoltaicos en las redes de distribución.
77 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
A. Anexo: Escenario Demanda Máxima - Valor de tensión de la red de distribución sin conexión del sistema solar fotovoltaico
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E21022 12.89098 0,9765891
E22013 12.76595 0,9671171
E22014 12.89808 0,9771274
E22015 12.85594 0,9739349
E22016 12.8114 0,9705609
E22017 12.81133 0,9705553
E22018 12.81112 0,9705394
E22019 12.89826 0,977141
E22021 12.81106 0,9705345
E22022 12.89098 0,9765891
E22023 12.85381 0,9737737
E22025 12.85594 0,9739349
E22027 12.85381 0,9737737
E22028 12.84881 0,9733944
E22030 12.83783 0,9725629
E22032 12.83373 0,9722521
E22033 12.82916 0,9719063
E22034 12.81609 0,9709159
E22037 12.81142 0,970562
E22038 12.80914 0,9703895
E22039 12.80221 0,9698646
E22040 12.80077 0,9697553
E22041 12.79529 0,96934
E22042 12.78987 0,9689293
E22043 12.78436 0,9685119
E22044 12.77764 0,9680027
E22046 12.77554 0,9678437
E22047 12.77493 0,9677976
E22048 12.77493 0,9677976
78 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22049 12.77481 0,9677889
E22050 12.76869 0,967325
E22051 12.76595 0,9671171
E22052 12.76595 0,9671171
E22053 12.85381 0,9737737
E22054 12.85381 0,9737737
E22055 12.85381 0,9737737
E22056 12.85381 0,9737737
E22057 12.85381 0,9737737
E22058 12.85381 0,9737737
E22059 12.85381 0,9737737
E22061 12.85381 0,9737737
E22062 12.85381 0,9737737
E22063 12.85381 0,9737737
E22064 12.85381 0,9737737
E22065 12.85381 0,9737737
E22066 12.85381 0,9737737
E22067 12.85381 0,9737737
E22068 12.85381 0,9737737
E22069 12.85381 0,9737737
E22070 12.85381 0,9737737
E22071 12.85381 0,9737737
E22073 12.85381 0,9737737
E22074 12.85381 0,9737737
E22077 12.85381 0,9737737
E22082 12.85381 0,9737737
E22111 12.79233 0,9691158
E22113 12.78817 0,968801
E22114 12.78453 0,9685252
E22131 12.76595 0,9671171
E22132 12.76595 0,9671171
E22133 12.76595 0,9671171
E22368 12.77277 0,9676342
E22369 12.76243 0,9668511
E22370 12.76234 0,966844
E22371 12.76217 0,9668311
E22372 12.78437 0,9685131
79 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22373 12.78437 0,9685131
E22374 12.7831 0,9684164
E22375 12.78267 0,9683844
E22376 12.78437 0,9685131
E22337 12.78437 0,9685131
80 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
B. Anexo A.1: Escenario Demanda Máxima - Valor de tensión de la red de distribución con conexión del sistema solar fotovoltaico en un solo punto del circuito.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E21022 12.80478 0.9700589
E22013 12.65248 0.9585214
E22014 12.8142 0.9707726
E22015 12.75833 0.9665404
E22016 12.69911 0.9620535
E22017 12.69903 0.9620479
E22018 12.69882 0.9620318
E22019 12.81444 0.9707912
E22021 12.69876 0.9620269
E22022 12.80478 0.9700589
E22023 12.75551 0.9663266
E22025 12.75833 0.9665404
E22027 12.75551 0.9663266
E22028 12.74887 0.9658238
E22030 12.73415 0.9647086
E22032 12.72865 0.9642919
E22033 12.72253 0.9638283
E22034 12.70538 0.9625291
E22037 12.69912 0.9620546
E22038 12.69605 0.961822
E22039 12.68906 0.9612925
E22040 12.68761 0.9611823
E22041 12.68208 0.9607634
E22042 12.67661 0.9603492
E22043 12.67105 0.9599282
E22044 12.66427 0.9594146
E22046 12.66216 0.9592542
E22047 12.66154 0.9592078
81 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22048 12.66154 0.9592077
E22049 12.66143 0.959199
E22050 12.65525 0.9587311
E22051 12.65248 0.9585214
E22052 12.65248 0.9585214
E22053 12.75551 0.9663266
E22054 12.75551 0.9663266
E22055 12.75551 0.9663266
E22056 12.75551 0.9663266
E22057 12.75551 0.9663266
E22058 12.75551 0.9663266
E22059 12.75551 0.9663266
E22061 12.75551 0.9663266
E22062 12.75551 0.9663266
E22063 12.75551 0.9663266
E22064 12.75551 0.9663266
E22065 12.75551 0.9663266
E22066 12.75551 0.9663266
E22067 12.75551 0.9663266
E22068 12.75551 0.9663266
E22069 12.75551 0.9663266
E22070 12.75551 0.9663266
E22071 12.75551 0.9663266
E22073 12.75551 0.9663266
E22074 12.75551 0.9663266
E22077 12.75551 0.9663266
E22082 12.75551 0.9663266
E22111 12.6696 0.9598182
E22113 12.66295 0.9593141
E22114 12.65692 0.9588575
E22131 12.65248 0.9585214
E22132 12.65248 0.9585214
E22133 12.65248 0.9585214
E22368 12.65937 0.9590429
E22369 12.64894 0.9582531
E22370 12.64885 0.9582459
E22371 12.64867 0.9582329
82 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22372 12.65667 0.9588386
E22373 12.65649 0.9588252
E22374 12.65538 0.9587409
E22375 12.65495 0.9587086
E22376 12.65567 0.9587626
E22377 12.65515 0.9587235
83 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
A. Anexo A.2: Escenario Demanda Mínima - Valor de tensión de la red de distribución sin conexión del sistema solar fotovoltaico
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E21022 13.81799 1.046817
E22013 13.7015 1.037992
E22014 13.82461 1.047319
E22015 13.78535 1.044345
E22016 13.74385 1.041201
E22017 13.74378 1.041196
E22018 13.74359 1.041181
E22019 13.82478 1.047332
E22021 13.74353 1.041176
E22022 13.81799 1.046817
E22023 13.78337 1.044194
E22025 13.78535 1.044345
E22027 13.78337 1.044194
E22028 13.7787 1.043841
E22030 13.76847 1.043066
E22032 13.76465 1.042777
E22033 13.7604 1.042454
E22034 13.74822 1.041532
E22037 13.74386 1.041202
E22038 13.74174 1.041041
E22039 13.73529 1.040552
E22040 13.73394 1.04045
E22041 13.72884 1.040063
E22042 13.72379 1.039681
E22043 13.71865 1.039292
E22044 13.71239 1.038817
E22046 13.71043 1.038669
E22047 13.70987 1.038626
E22048 13.70987 1.038626
84 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22049 13.70976 1.038618
E22050 13.70406 1.038186
E22051 13.7015 1.037992
E22052 13.7015 1.037992
E22053 13.78337 1.044194
E22054 13.78337 1.044194
E22055 13.78337 1.044194
E22056 13.78337 1.044194
E22057 13.78337 1.044194
E22058 13.78337 1.044194
E22059 13.78337 1.044194
E22061 13.78337 1.044194
E22062 13.78337 1.044194
E22063 13.78337 1.044194
E22064 13.78337 1.044194
E22065 13.78337 1.044194
E22066 13.78337 1.044194
E22067 13.78337 1.044194
E22068 13.78337 1.044194
E22069 13.78337 1.044194
E22070 13.78337 1.044194
E22071 13.78337 1.044194
E22073 13.78337 1.044194
E22074 13.78337 1.044194
E22077 13.78337 1.044194
E22082 13.78337 1.044194
E22111 13.72608 1.039854
E22113 13.7222 1.039561
E22114 13.71881 1.039304
E22131 13.7015 1.037992
E22132 13.7015 1.037992
E22133 13.7015 1.037992
E22368 13.70786 1.038474
E22369 13.69823 1.037744
E22370 13.69814 1.037738
E22371 13.69798 1.037726
E22372 13.71866 1.039293
85 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22373 13.71866 1.039293
E22374 13.71747 1.039202
E22375 13.71708 1.039173
E22376 13.71866 1.039293
E22377 13.82517 1.047362
86 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
A. Anexo A.3: Escenario Demanda Mínima - Valor de tensión de la red de distribución con conexión del sistema solar fotovoltaico en un solo punto del circuito.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E21022 13.73697 1.040679
E22013 13.59492 1.029918
E22014 13.74576 1.041345
E22015 13.69361 1.037395
E22016 13.63833 1.033206
E22017 13.63826 1.033201
E22018 13.63806 1.033186
E22019 13.74599 1.041363
E22021 13.638 1.033182
E22022 13.73697 1.040679
E22023 13.69098 1.037195
E22025 13.69361 1.037395
E22027 13.69098 1.037195
E22028 13.68478 1.036726
E22030 13.67104 1.035685
E22032 13.66591 1.035296
E22033 13.66019 1.034863
E22034 13.64419 1.03365
E22037 13.63834 1.033208
E22038 13.63547 1.03299
E22039 13.62897 1.032498
E22040 13.62761 1.032395
E22041 13.62247 1.032005
E22042 13.61738 1.03162
E22043 13.61221 1.031228
E22044 13.6059 1.03075
E22046 13.60393 1.0306
E22047 13.60336 1.030557
87 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22048 13.60335 1.030557
E22049 13.60325 1.030549
E22050 13.5975 1.030114
E22051 13.59492 1.029918
E22052 13.59492 1.029918
E22053 13.69098 1.037195
E22054 13.69098 1.037195
E22055 13.69098 1.037195
E22056 13.69098 1.037195
E22057 13.69098 1.037195
E22058 13.69098 1.037195
E22059 13.69098 1.037195
E22061 13.69098 1.037195
E22062 13.69098 1.037195
E22063 13.69098 1.037195
E22064 13.69098 1.037195
E22065 13.69098 1.037195
E22066 13.69098 1.037195
E22067 13.69098 1.037195
E22068 13.69098 1.037195
E22069 13.69098 1.037195
E22070 13.69098 1.037195
E22071 13.69098 1.037195
E22073 13.69098 1.037195
E22074 13.69098 1.037195
E22077 13.69098 1.037195
E22082 13.69098 1.037195
E22111 13.61074 1.031117
E22113 13.60452 1.030646
E22114 13.59888 1.030219
E22131 13.59492 1.029918
E22132 13.59492 1.029918
E22133 13.59492 1.029918
E22368 13.60133 1.030404
E22369 13.59163 1.029669
E22370 13.59154 1.029662
E22371 13.59138 1.02965
88 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22372 13.59865 1.030201
E22373 13.59849 1.030188
E22374 13.59745 1.03011
E22375 13.59705 1.03008
E22376 13.59771 1.030129
E22377 13.59722 1.030092
89 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
B. Anexo B: Escenario Demanda Máxima - Valor de tensión de la red de distribución con conexión del sistema solar fotovoltaico en varios puntos del circuito.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E21022 12.46874 0.9446014
E22013 12.19358 0.923756
E22014 12.48404 0.9457604
E22015 12.39438 0.9389685
E22016 12.30126 0.9319134
E22017 12.29999 0.9318173
E22018 12.29633 0.9315402
E22019 12.48446 0.9457923
E22022 12.46874 0.9446014
E22023 12.38993 0.9386308
E22025 12.39438 0.9389685
E22027 12.38993 0.9386308
E22028 12.37946 0.9378381
E22030 12.35577 0.9360429
E22032 12.34697 0.9353766
E22033 12.33722 0.9346376
E22034 12.31137 0.9326795
E22037 12.30151 0.9319325
E22038 12.29755 0.9316324
E22039 12.28236 0.9304821
E22040 12.27921 0.9302434
E22041 12.26727 0.9293383
E22042 12.2555 0.928447
E22043 12.24359 0.9275446
E22044 12.22912 0.9264486
E22046 12.22462 0.9261076
E22047 12.22332 0.9260089
90 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22048 12.22332 0.9260088
E22049 12.22309 0.9259916
E22050 12.21172 0.9251305
E22051 12.20608 0.924703
E22052 12.202 0.9243938
E22053 12.38993 0.9386308
E22054 12.38993 0.9386308
E22055 12.38993 0.9386308
E22056 12.38993 0.9386308
E22057 12.38993 0.9386308
E22058 12.38993 0.9386308
E22059 12.38993 0.9386308
E22061 12.38993 0.9386308
E22062 12.38993 0.9386308
E22063 12.38993 0.9386308
E22064 12.38993 0.9386308
E22065 12.38993 0.9386308
E22066 12.38993 0.9386308
E22067 12.38993 0.9386308
E22068 12.38993 0.9386308
E22069 12.38993 0.9386308
E22070 12.38993 0.9386308
E22071 12.38993 0.9386308
E22073 12.38993 0.9386308
E22074 12.38993 0.9386308
E22077 12.38993 0.9386308
E22082 12.38993 0.9386308
E22111 12.27372 0.9298271
E22113 12.26763 0.9293657
E22114 12.2619 0.9289317
E22131 12.19923 0.9241843
E22132 12.1923 0.9236589
E22133 12.19513 0.9238738
E22368 12.22014 0.925768
E22369 12.20222 0.924411
E22370 12.20216 0.9244058
E22372 12.26168 0.9289148
91 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22373 12.26146 0.9288982
E22374 12.26079 0.9288474
E22375 12.26049 0.9288251
E22376 12.26042 0.9288199
E22377 12.29522 0.9314559
92 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
B. Anexo B.1: Escenario Demanda Mínima - Valor de tensión de la red de distribución con conexión del sistema solar fotovoltaico en varios puntos del circuito.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E21022 13.77768 1.043764
E22013 13.73532 1.040554
E22014 13.77996 1.043937
E22015 13.76649 1.042916
E22016 13.75211 1.041827
E22017 13.75191 1.041811
E22018 13.75133 1.041767
E22019 13.78003 1.043941
E22021 13.75115 1.041754
E22022 13.77768 1.043764
E22023 13.76581 1.042864
E22025 13.76649 1.042916
E22027 13.76581 1.042864
E22028 13.76421 1.042743
E22030 13.76056 1.042467
E22032 13.7592 1.042363
E22033 13.75768 1.042249
E22034 13.7537 1.041947
E22037 13.75215 1.04183
E22038 13.75153 1.041783
E22039 13.74917 1.041604
E22040 13.74868 1.041567
E22041 13.74682 1.041426
E22042 13.74498 1.041286
E22043 13.74311 1.041145
E22044 13.74083 1.040972
E22046 13.74012 1.040918
E22047 13.73992 1.040903
93 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22048 13.73991 1.040903
E22049 13.73988 1.0409
E22050 13.73815 1.040769
E22051 13.73727 1.040702
E22052 13.73663 1.040654
E22053 13.76581 1.042864
E22054 13.76581 1.042864
E22055 13.76581 1.042864
E22056 13.76581 1.042864
E22057 13.76581 1.042864
E22058 13.76581 1.042864
E22059 13.76581 1.042864
E22061 13.76581 1.042864
E22062 13.76581 1.042864
E22063 13.76581 1.042864
E22064 13.76581 1.042864
E22065 13.76581 1.042864
E22066 13.76581 1.042864
E22067 13.76581 1.042864
E22068 13.76581 1.042864
E22069 13.76581 1.042864
E22070 13.76581 1.042864
E22071 13.76581 1.042864
E22073 13.76581 1.042864
E22074 13.76581 1.042864
E22077 13.76581 1.042864
E22082 13.76581 1.042864
E22111 13.74773 1.041495
E22113 13.74677 1.041422
E22114 13.74585 1.041352
E22131 13.73619 1.04062
E22132 13.73512 1.040539
E22133 13.73554 1.040572
E22368 13.73945 1.040868
E22369 13.73666 1.040656
E22370 13.73665 1.040656
E22371 13.73664 1.040654
94 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
NODO TENSION L-L (KV) V P.U
E22372 13.74582 1.04135
E22373 13.74578 1.041347
E22374 13.74567 1.041339
E22375 13.74563 1.041335
E22376 13.74562 1.041335
E22377 13.74552 1.041327
95 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
C. Anexo: Demanda máxima – curvas de protección con corrientes máximas red de distribución real sin conexión del sistema solar fotovoltaico
Figura Anexo C 30Corriente de cortocircuito Máxima trifásica sin PV
96 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo C 31Corriente de cortocircuito Máxima monofásica sin PV
97 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
C. Anexo C.1: Demanda máxima – curvas de protección con corrientes mínimas red de distribución real sin conexión del sistema solar fotovoltaico.
Figura Anexo C.132Corriente de cortocircuito mínima trifásica sin PV
98 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo C.1 33Corriente de cortocircuito Mínima monofásica sin PV
99 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
C. Anexo C.2: Demanda mínima – curvas de protección con corrientes máximas red de distribución real sin conexión del sistema solar fotovoltaico.
Figura Anexo C.234Corriente de cortocircuito máxima trifásica sin PV
100 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo C.235Corriente de cortocircuito máxima monofásica sin PV
101 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
C. Anexo C.3: Demanda mínima – curvas de protección con corrientes mínimas red de distribución real sin conexión del sistema solar fotovoltaico.
Figura Anexo C.3 36Corriente de cortocircuito mínima trifásica sin PV
102 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo C.337Corriente de cortocircuito mínima monofásica sin PV
103 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
C. Anexo C.4: Demanda máxima – curvas de protección con corrientes máximas red de distribución real con conexión del sistema solar fotovoltaico en un solo punto del circuito.
Figura Anexo C.438Corriente de cortocircuito máxima trifásica con PV
104 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo C.439Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV
105 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
C. Anexo C.5: Demanda máxima – curvas de protección con corrientes mínimas red de distribución real con conexión del sistema solar fotovoltaico en un solo punto del circuito.
Figura Anexo C.540Corriente de cortocircuito mínima trifásica con PV
106 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo C.541Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV
107 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
c. Anexo C.6: Demanda mínima – curvas de protección con corrientes máximas red de distribución real con conexión del sistema solar fotovoltaico en un solo punto del circuito.
Figura Anexo C.642Corriente de cortocircuito máxima trifásica con PV
108 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo C.643Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV
109 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
C. Anexo C.7: Demanda mínima – curvas de protección con corrientes mínimas red de distribución real con conexión del sistema solar fotovoltaico en un solo punto del circuito.
Figura Anexo C.7 44Corriente de cortocircuito mínima trifásica con PV
110 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo C.745Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV
111 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
D. Anexo D: Demanda máxima – curvas de protección con corrientes máximas red de distribución real con conexión del sistema solar fotovoltaico en varios puntos del circuito.
Figura Anexo D 46Corriente de cortocircuito máxima trifásica con PV
112 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo D 47Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV
113 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
D. Anexo D.1: Demanda máxima – curvas de protección con corrientes mínimas red de distribución real con conexión del sistema solar fotovoltaico en varios puntos del circuito.
Figura Anexo D.148Corriente de cortocircuito mínima trifásica con PV
114 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo D.1149.Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV
115 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
D. Anexo D.2: Demanda mínima – curvas de protección con corrientes máximas red de distribución real con conexión del sistema solar fotovoltaico en varios puntos del circuito.
Figura Anexo D.250Corriente de cortocircuito máxima trifásica con PV
116 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo D.251Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV
117 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
E. Anexo D.3: Demanda mínima – curvas de protección con corrientes mínimas red de distribución real con conexión del sistema solar fotovoltaico en varios puntos del circuito.
Figura Anexo D.352Corriente de cortocircuito mínima trifásica con PV
118 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Figura Anexo D.353Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV
119 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
E. Anexo E: Funcion Sobrecorriente De Fases Y Tierra (67, 67N)
1. Función sobrecorriente direccional tiempo inverso de Fases (67)
La corriente de arranque de la función de sobrecorriente direccional se debe ajustar al
menor valor entre el 125% de la mayor corriente de carga bajo la peor contingencia, el
120% de la corriente nominal del transformador de corriente (TC) y el 120% de la
capacidad de corriente del conductor.
Si el tipo de curva se puede seleccionar, se escoge una curva con característica IEC
Normal Inversa y se calcula un dial para obtener un tiempo de operación de 0,45 s con el
aporte de la subestación a la falla monofásica o trifásica al 1% de la línea (la mayor de
las dos), y se verifica que se cumpla con los siguientes criterios:
Que el tiempo de operación de la función de sobrecorriente en la subestación local, sea
mayor al tiempo de operación de la protección de sobrecorriente ubicada en los campos
de la subestación remota, ante una falla al 5% en uno de dichos campos (mayor aporte
entre una falla trifásica o monofásica).
Que el tiempo de operación de la función de sobrecorriente, sea mayor al tiempo de
operación de la protección de sobrecorriente del transformador de potencia en el mismo
nivel de tensión de la línea para fallas en el lado de baja tensión del transformador.
Donde:
t: Tiempo de operación en segundos, [s].
I: Valor de corriente en que se evalúa el tiempo de operación de la protección, [A].
Tap: Valor de ajuste de la corriente de arranque de la protección, [A].
Dial: Multiplicador de tiempo.
Se debe verificar de igual forma, que los diales recomendados puedan ser
implementados en el dispositivo de protección, según los rangos de ajustes definidos por
cada fabricante. (CHEC S.A.E.S.P, 2013)
2. Función sobrecorriente direccional de tiempo definido de Fases (67)
En sistemas enmallados protegidos solamente con relés de sobrecorriente, es recomendable habilitar unidades instantáneas direccionales si el aporte a la falla máxima
120 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
monofásica o trifásica en el extremo local es mayor de 1,5 veces el aporte a la falla en el extremo remoto. El valor de arranque de la función instantánea se calcula como 1,3 veces el aporte subtransitorio asimétrico a la máxima falla monofásica o trifásica (la mayor de las dos) en el extremo remoto del relé a ajustar. El tiempo de operación de esta etapa de sobrecorriente debe estar en un rango entre 100 ms y 400 ms, esto con el fin de evitar tiempos de operación que conduzcan a descoordinaciones del sistema. En los casos que se cuente con protección de distancia se recomienda deshabilitar esta
función. (CHEC S.A.E.S.P, 2013)
3. Función sobrecorriente direccional de Tierra (67N)
La función de sobrecorriente de tierra se recomienda ajustarla con una corriente residual primaria de 120 A. Este valor se ha establecido con base en la experiencia operativa del STN, la cual ha demostrado que el máximo desbalance residual esperado en una línea no transpuesta del sistema interconectado con tensiones superiores a 115 kV, considerando una contingencia N-1, en condiciones de máxima transferencia, no supera los 100 A. Con un valor de ajuste de 120 A se logra un margen adecuado para prevenir disparos indeseados por desbalances y garantizando, a la vez, una cobertura amplia para fallas de alta impedancia. Se recomienda seleccionar una curva con característica IEC Normal Inversa (Ecuación
23), el dial de la curva se calcula para obtener un tiempo de operación de 0,45 s con el
mayor aporte de corriente residual de la subestación a la falla monofásica local,
verificando que haya selectividad con los ajustes de sobrecorriente de tierra aguas abajo
y/o aguas arriba dependiendo de la direccionalidad del elemento.
Se debe verificar de igual forma, que los diales recomendados puedan ser
implementados en el dispositivo de protección, según los rangos de ajustes definidos por
cada fabricante. (CHEC S.A.E.S.P, 2013)
4. Función sobrecorriente direccional de tiempo definido de Tierra (67N)
Se ajusta la función instantánea direccional, si el aporte a la falla monofásica máxima en el extremo local es mayor de 1,5 veces el aporte a la falla en el extremo remoto. La corriente de arranque es 1,3 veces el aporte subtransitorio asimétrico a la máxima falla monofásica en el extremo remoto del relé a ajustar. El tiempo de operación de esta etapa de sobrecorriente debe estar en un rango entre 100 ms y 400 ms, esto con el fin de evitar tiempos de operación que conduzcan a descoordinaciones del sistema. En los casos que se cuente con protección de distancia se recomienda deshabilitar esta
función. (CHEC S.A.E.S.P, 2013)
121 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Bibliografía
Almanza Salgado Rafael, Muñoz Gutiérrez Felipe, Ingeniería de la Energía solar, 1α
Edición, México, El colegio nacional, 1994.
Adly Girgis, sukura Brahma, Effect of distributed generation on protective device
coordination in distribution system”, IEEE large engineering systems conference on power
delivery, LESCOPE apos 2001, pp. 115 y 119.
Markus Bayegan, “A Vision of the Future Grid”, ABB Ltd, IEEE Power Engineering
Review, December 2001, pp 10-12.
Bayod – Rújula, A.A., “Future Development of the electricity systems with Distributed Generation”, Deparment of electrical Engineering, Centro Politécnico Superior, University of Zaragoza, 2009, pp. 377 – 383
Beidou, F. Bagnan, y otros., Smart Grid: Challenges, Research Directions IEEE
International Symposium on Power Electronics for Distributed Generation Systems, 2010,
Págs... 670 – 673
Bravo de las Casas Martha y Yanez Boza Yumil, "Retos a las Protecciones eléctricas en las redes de distribución con generación distribuida”, 2009 Butler Karen, Purry and Funmilayo Hamed, "Overcurrent Protection Issues for radial distribution systems with distributed generators, 2009 Díaz Rozas Luis, Mantenimiento Redes Aéreas MT/BT, Apuntes del curso Gestión de la
Distribución de Energía Eléctrica, Universidad de Chile, 2011
Cálculo sistemas fotovoltaicos autónomos, 2014, descargado de http://www.sfe-
solar.com/calculo-sistemas-fotovoltaicos-aislados-autonomos/
Características eléctricas de los fusibles, 2014, descargado de http://www.arqhys.com/arquitectura/fusibles-caracteristicas.html; http://www.elprisma.comapuntesingenieria_electrica_y_electronicasistema
Centro de estudios e investigaciones técnicas de Guipuzkoa. Propuesta de proyecto
MicroGrid Gipuzkoa. Gipuzkoa : s.n., 2009. pág. 2.
CHEC .S.A.E.S.P, Criterios de coordinación de protecciones, 2013
Chilena de Ingeniería, vol. 17, no. 1, pp. 101-107, 2009.
122 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Cooper Power Systems, Electrical distribution –System Protection. Section A3.
Protective Equipment Applications and Coordinaction.
Cornejo Lalupú Héctor Armando, sistema solar fotovoltaico de conexión a red en el
centro materno infantil de la universidad de piura, octubre de 2013.
Cuevas M Felipe, Ramírez Juan Pablo, Regulación internacional sobre producción de electricidad mediante paneles fotovoltaicos, Pontificia universidad católica de chile escuela de ingeniería, Mayo del 2009. Curso de energía solar fotovoltaica, 2014, descargado de http://www.sedeaida.org/iiii/es/tema_ejemplo_fv.pdf De Haro Carbonell Alejandro, Convertidor CC/CC elevador con seguidor de punto de
máxima potencia mediante procesador digital de señal, Octubre de 2009.
Díaz Rozas Luis, Mantenimiento Redes Aéreas MT/BT, 2011 Digsilent Power Factory Versión 15.1, MLX 60 kVA Solar Inverter Simulation Model PowerFactory Model Version 1.2 Model Description, Septiembre 2014. Domínguez González Héctor, Diseño de un sistema fotovoltaico para la generación de energía eléctrica en el COBAE 35 XALAPA, Universidad Veracruzana, Noviembre del 2012. Domínguez Sueiro José Antonio, contribuciones a la coordinación de relés de protección
de redes eléctricas, tesis universidad de vigo departamento de ingeniería eléctrica, vigo –
España, febrero del 2006, p 8.
Dugan, R. C. y T. E. McDermott, “Operating Conflicts for distributed Generation on Distribution Systems”, in proc, Rural Electric Power Conf, 2001 Fantozzi George V., “Distributed generation impact on distribution automation planning
and implementation”, distribuTECH 2000, conference and exhibition, Miami beach, FL
March 2000, pp1-2.
Fernández Barrera Manuel, Energía solar: electricidad fotovoltaica, 2011
Fundación universidad nacional de san juan instituto de energía eléctrica, Curso de
posgrado: operación de sistemas eléctricos de potencia, modulo 4, protección de
sistemas eléctricos de potencia y automatismos, quito, ecuador, julio del 2001.
García Villas Marianella, Cooperación y Tecnología, Energía solar fotovoltaica y
cooperación al desarrollo, centro de información y documentación, 2006
123 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Hadjsaid Nouredine, Jean-Francois Canard, Frederic Dumas. “Dispersed generation increases the complexity of controlling, protecting, and maintaining the distribution systems”, IEEE computer Applications in Power, April 1999. IEC 61727, “Sistemas fotovoltaicos–Características de la interconexión en el punto común de conexión (PCC)” IEEE 1547, standard for interconnecting distributed resources with electric power
systems, 2003
IEEE Std 929-2000, IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV)
Systems.
Jiménez C.B.E, La contaminación ambiental en México. Editorial Limusa, 2002.
La electrificación solar fotovoltaica de hogares, 2014, descargado de
http://www.sitiosolar.com/la-electrificacion-solar-fotovoltaica-de-hogares/
Méndez Muñiz Javier María, Cuervo García Rafael, Energía solar fotovoltaica – 2d
edición.
Martínez, A. A.; Incera, C.: “Protecciones en sistemas de distribución”, 2010
Navarro Medardo, Protecciones de Sistemas de Distribución, Universidad de la Frontera, 2013. Nimpitiwan Natthaphob, Heydt Gerald T., “Fault Current Issues for Market Driven Power
Systems with Distributed Generation”, IEEE, Department of Electrical Engineering,
Arizona State University, pp. 1-3.
Outhred H., Spooner E., “Network Issues Associated with distributed generation”,
Australian CRC for renewable Energy, the university of new south wales. 2002, pp.3.
Pepermansa G., Driesen J., Haeseldonck D., Belmans R., D’haeseleer W., “Distributed
generation: definition, benefits and issues”, K.U. Leuven Energy Institute, Energy Policy,
November 2003, pp 787-798.
Perpiñán Lamigueiro Oscar, Energía solar fotovoltaica, Abril 2010.
Pereda Isidro, "Celdas Fotovoltaicas en Generación Distribuida", Pontificia Universidad
Católica, 2005.
Radman Ghadir, Survey on Smart Grid. Proceedings of the IEEE
SoutheastCon(SoutheastCon), Págs... 210 – 213. 2010.
124 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES
FOTOVOLTAICOS SOBRE LAS PROTECCIONES ELECTRICAS EN UNA
RED DE DISTRIBUCION CON NIVEL DE TENSION DE 13.2 kV.
Romero Tous Marcelo, Eléctricas en las Redes de Distribución con Generación Distribuida," Ingeniare. Revista,Energía solar fotovoltaica, 2010 Rogers W J S, Consultant, “Impact Generation on Design, operation and Protection of Distribution Networks”, IEE COLLOQUIUM – 15th OCTOBER 1996. Salehi Azizi, S. y Ranjbar, A. M., Control of Microgrids: Aspects and Prospects.
Dobakhshari, International Conference on Networking, Sensing and Control, Págs. 38 –
43, 2011.
Tipos de aplicaciones de la energía solar, 2014, descargado de
http://www.exelsolar.com/Contenido/TiposAplicacionesEnergiaSolarFotovoltaica
Zapata Carlos J., Mejía Herman E. “coordinación de relés de sobrecorriente en sistemas
radiales utilizando programación lineal”, escuela de tecnología eléctrica No 22,
universidad tecnológica de Pereira, octubre 2003.
Zapata Castrillón Will Henry, Coordinación de protecciones en sistemas de distribución
de energía, manual de referencia y fundamentos epm, 2011.