ANALISIS DEL IMPACTO SOBRE LAS …bdigital.unal.edu.co/53522/1/24338030.2015.pdfANALISIS DEL IMPACTO SOBRE LAS PROTECCIONES ELÉCTRICAS AL INSTALAR SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS EN

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



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



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


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


13 ANALISIS DEL IMPACTO DE INSTALAR SISTEMAS SOLARES



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




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




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)




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.




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)

http://www.sfe-solar.com/




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)




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.




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,




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)




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




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)

http://www.exelsolar.com/




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.




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.




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).




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




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




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




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.




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.




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)




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:




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).




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.

http://www.arqhys.com)/




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,




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.




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




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




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




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)




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:




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




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).




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.




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)




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.




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.




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.




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




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




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.




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


E22377 12.65515 0.9587235




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:




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




NODO SIN PV CON PV

TENSION L-L (KV) V


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


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




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




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 INSTANTANEA DE FASE I>> 1049

TIEMPO UNIDAD INSTANTANEA DE FASE t>> 0,05




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




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




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.




4.4.2.2 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO EN ESCENARIO DE DEMANDA MÍNIMA

Figura 4.4.225Corriente de cortocircuito trifásica sin PV




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.




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




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




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.




Tabla 4.5.1.1 15Ajustes relé de protección punto conexión PV












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)















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.




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.




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.




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.




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)
















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.




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.




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




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




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.




A. Anexo: Escenario Demanda Máxima - Valor de tensión de la red de distribución sin conexión del sistema solar fotovoltaico


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





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





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




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.


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





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





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




A. Anexo A.2: Escenario Demanda Mínima - Valor de tensión de la red de distribución sin conexión del sistema solar fotovoltaico


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





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





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




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.


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





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





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




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.


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





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





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




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.


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





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





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




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




Figura Anexo C 31Corriente de cortocircuito Máxima monofásica sin PV




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




Figura Anexo C.1 33Corriente de cortocircuito Mínima monofásica sin PV




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




Figura Anexo C.235Corriente de cortocircuito máxima monofásica sin PV




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




Figura Anexo C.337Corriente de cortocircuito mínima monofásica sin PV




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




Figura Anexo C.439Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV




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




Figura Anexo C.541Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV




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




Figura Anexo C.643Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV




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




Figura Anexo C.745Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV




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




Figura Anexo D 47Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV




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




Figura Anexo D.1149.Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV




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




Figura Anexo D.251Corriente de cortocircuito máxima monofásica con PV




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




Figura Anexo D.353Corriente de cortocircuito mínima monofásica con PV




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.



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




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.



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)




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