Análisis de efectos por la interconexión de generación distribuida en el sistema de protección de sobrecorriente de la red de distribución troncal (Alimentador) 13 8 Kv vía Buena Fe

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UNIVERSIDAD TÉCNICA ESTATAL DE QUEVEDO

FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA INGENIERÍA EN ELECTRICIDAD

Título del Proyecto de Investigación:

“ANÁLISIS DE EFECTOS POR LA INTERCONEXIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN EL SISTEMA DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DE

LA RED DE DISTRIBUCIÓN TRONCAL (ALIMENTADOR) DE 13,8kV VÍA BUENA FE”

Autor:

Jefferson Agustín Gorozabel Bizueta

Director de Proyecto de Investigación: Ing. Marcelo Rodrigo García Saquicela, MSc.

Quevedo – Los Ríos – Ecuador 2019

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ii

DECLARACIÓN DE AUTORÍA Y CESIÓN DE DERECHOS

Yo, Jefferson Agustín Gorozabel Bizueta, declaro libremente que el trabajo aquí descripto es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en el documento.

La Universidad Técnica Estatal de Quevedo, puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

Jefferson Agustín Gorozabel Bizueta C.C.: 171866837-7

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iii

CERTIFICACIÓN DE CULMINACIÓN DEL PROYECTO DE

INVESTIGACIÓN

El suscrito, Ing. Marcelo Rodrigo García Saquicela, MSc; Docente de la Universidad Técnica Estatal de Quevedo, certifica que el egresado Sr, Jefferson Agustín Gorozabel Bizueta, realizo el proyecto de investigación titulado: “ANÁLISIS DE EFECTOS POR LA INTERCONEXIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN EL SISTEMA DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN TRONCAL (ALIMENTADOR) DE 13,8KV VÍA BUENA FE” previo a la obtención del título de Ingeniero eléctrico; bajo mi dirección, habiendo cumplido con las disposiciones reglamentarias establecida para el efecto.

Ing. Marcelo Rodrigo García Saquicela, MSc.

DIRECTOR DEL PROYECTO DE INVESTIGACIÓN

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CERTIFICADO DEL REPORTE DE LA HERRAMIENTA DE

PRECAUCIÓN DE COINCIDENCIAS Y/O PLAGIO ACADEMICO

Sr. Ing.

Washington Chiriboga Casanova, MSc.

DECANO DE LA FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERIA DE LA UTEQ

En su despacho.

De mi consideración.

Por medio de la presente me permito certificar, que el Sr. Jefferson Agustín Gorozabel Bizueta, Estudiante de la carrera de Ingeniería en Electricidad modalidad presencial del paralelo A, una vez que se revisó el proyecto de investigación titulado “ANÁLISIS DE

EFECTOS POR LA INTERCONEXIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN EL SISTEMA DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN TRONCAL (ALIMENTADOR) DE 13,8kV VÍA BUENA FE”, tengo a bien informar que se realizó la revisión respectiva del sistema Urkund, con un porcentaje favorable del 6%, cumpliendo con el reglamento de graduación de Estudiantes de Pregrado y la Normativa establecida por la Universidad.

Por la aprobación que se sirva de dar a la presente, quedo ante usted muy agradecido Atentamente.

Firma: ______________________________ Ing. Marcelo Rodrigo García Saquicela, MSc.

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v

UNIVERSIDAD TÉCNICA ESTATAL DE QUEVEDO

FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA INGENIERÍA EN ELECTRICIDAD

PROYECTO DE INVESTIGACIÓN Título:

“Análisis de efectos por la interconexión de generación distribuida en el sistema de protección de sobrecorriente de la red de distribución troncal (alimentador) de 13,8kV vía

Buena Fe”

Presente al Concejo Académico de la Facultad como requisito previo a la obtención del título de Ingeniero Eléctrico.

Aprobado por:

_________________________________ PRESIDENTE DEL TRIBUNAL Ing. Paúl Aucapiña Arévalo, MSc.

________________________________ MIEMBRO DEL TRIBUNAL Ing. Cristian Laverde Albarracín, MSc.

________________________________ MIEMBRO DEL TRIBUNAL Ing. Diego Peña Banegas, MSc.

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vi

AGRADECIMIENTOS

En primer lugar quiero agradecer a Dios por brindarme salud, sabiduría, humildad y fortaleza para culminar con esta etapa de mi vida.

A mis padres por estar siempre a mi lado y apoyarme en todo momento, enseñándome que en la vida todo esfuerzo es recompensado.

A mi hermano y mi prometida con los que he compartido momentos de mi vida muy valiosos.

Gracias a los Ingenieros, que conforman la plantilla de docentes de la carrera de Ingeniería en Electricidad de la Universidad Técnica Estatal de Quevedo, quienes con entrega y devoción imparten sus conocimientos.

Un agradecimiento fraterno al Ing. Marcelo García, director de este proyecto de investigación, quien me apoyo de manera personal e institucional.

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vii

DEDICATORIA

A mi madre Neira Merida Bizueta Rodríguez, que siempre ha estado a mi lado apoyándome en los buenos y malos momentos de mi vida, por ser ese pilar fundamental que me enseño que no hay que rendirse jamás.

A mi padre Nilser Agustín Gorozabel Quiñonez, quien desde pequeño me enseño que la vida es hermosa y que el simple hecho de existir ya es un logro.

A mi hermano Cristian Nilser Gorozabel Bizueta, que con sus ocurrencias siempre logra sacarme una sonrisa cuándo más lo necesito.

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viii

RESUMEN EJECUTIVO

El presente trabajo de investigación se enfoca en la determinación de los efectos que puede generar la interconexión de generación distribuida en el sistema de protección eléctrico de sobrecorriente de una red de distribución radial mediante simulaciones que emulen el comportamiento real de las diferentes magnitudes eléctricas en la red.

Con la finalidad de determinar los efectos que puede causar la generación distribuida en las protecciones eléctricas, se utiliza como caso de estudio la red de distribución troncal (alimentador) 13,8kV Vía Buena Fe y su sistema de protección de sobrecorriente principal.

Como resultado de las simulaciones, se obtuvo que la introducción de generación distribuida en el alimentador generó una serie de efectos que dificultan la correcta operación del sistema de protección de sobrecorriente, los cuales varían en relación a la ubicación de la falla, ubicación de la unidad de GD y el número de unidades de GD presentes en el alimentador. Es necesario resaltar que los efectos generados en los dispositivos de protección son en base a la generación máxima de la unidad de GD utilizada y estos también pueden variar en relación a la potencia de generación de la unidad.

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ix

ABSTRACT

The current research focuses in the determination of the effects that could generate the interconnection of distributed generation in the electrical protection system of overcurrent of a radial distribution gird through simulations that measures or emulate the real behavior of the different electrical magnitudes in the grid.

The confiability of determining the effects that the distributed generation in the electrical protections can cause, is used as case of study the troncal distribution gird (feeder) 13,8kV Vía Buena Fe and its main overcurrent protection system.

As a result of the simulations, it was found that the introduction of DG in the feeder generated a series of effects that make it difficult the correct operation of overcurrent protection electrical system, which vary in relation of the location of the fault, the location of the unit of DG and the number of units of DG present in the feeder. It is necessary to highlight that the effects generated in the protection devices based on the maximum generation of the DG unit used, and these may vary in relation to the power of generation of the unit.

(10)

x

TABLA DE CONTENIDO

Cubierta y portada ... i

Declaración de autoría y cesión de derechos ... ii

Certificación de culminación del proyecto de investigación ... iii

Certificado del reporte de la herramienta de precaución de coincidencias y/o plagio Academico ... iv

CONTEXTUALIZACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ... 2

Problematización ... 3

1.1.1. Diagnóstico. ... 3

1.1.2. Pronostico. ... 3

1.1.3. Formulación del problema de investigación. ... 4

1.1.4. Sistematización del problema. ... 4

Objetivos ... 5

1.2.1. Objetivo General ... 5

1.2.2. Objetivos Específicos ... 5

Justificación. ... 6

CAPÍTULO II ... 7

FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA DE LA INVESTIGACIÓN ... 7

Marco Teórico. ... 8

2.1.1. Sistema Eléctrico de Distribución. ... 8

2.1.1.1. Estructura de un sistema eléctrico de distribución. ... 8

2.1.1.2. Niveles de voltaje del sistema eléctrico de distribución ... 8

2.1.1.3. Tipos de corrientes de cortocircuito en la redes de distribución. ... 9

2.1.2. Sistema de Protección Eléctrica. ... 11

2.1.2.1. Objetivos generales de un sistema de protección. ... 11

2.1.2.2. Características de los Sistemas de Protección. ... 12

2.1.2.3. Clases de protección. ... 13

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xi

2.1.2.3.2.Filosofía de la protección de respaldo o segundaria. ... 14

2.1.2.4. Tipos de relés de sobrecorriente. ... 14

2.1.2.5. Filosofía de protección de sobrecorriente en redes de distribución. ... 17

2.1.2.6. Objetivos del sistema de protección en las redes de distribución. ... 18

2.1.2.7. Dispositivos de protección de sobrecorriente en redes de distribución. ... 18

2.1.2.7.1.Fusibles. ... 19

2.1.2.7.2.Reconectadores. ... 20

2.1.2.7.3.Seccionadores. ... 21

2.1.2.8. Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente. ... 22

2.1.2.8.1.Coordinación Fusible – Fusible [12], [16]... 22

2.1.2.8.2.Coordinación Reconectador – Fusible [12], [16]. ... 23

2.1.2.9. Mitigación de fallas en las redes de distribución. ... 24

2.1.2.9.1.Despeje de fallas entre el Reconectador y Fusible. ... 25

2.1.3. Generación Distribuida (GD). ... 27

2.1.3.1. Definiciones de generación distribuida. ... 27

2.1.3.2. Aspectos generales de la generación distribuida. ... 29

2.1.3.2.1.Aspecto técnico... 29

2.1.3.2.2.Aspecto económico. ... 30

2.1.3.2.3.Aspecto tecnológico. ... 30

2.1.3.2.4.Aspecto ambiental. ... 34

2.1.3.3. Beneficios e inconvenientes para el desarrollo de la Generación Distribuida. ... 34

2.1.3.3.1.Beneficios de la Generación Distribuida [7]. ... 34

2.1.3.3.2.Inconvenientes de la Generación Distribuida [7]. ... 34

Marco Referencial. ... 35

2.2.1. Norma regulatoria vigente nacional e internacional para la interconexión de GD al sistema eléctrico de distribución. ... 35

2.2.1.1. ARCONEL Regulación 004/15, Requerimientos Técnicos para la conexión y operación de generadores renovables no convencionales a las redes de transmisión y distribución. ... 35

2.2.1.2. Standard| IEEE 1547, Standard for Interconnecting Distributed Resources With Electric Power Systems. ... 35

2.2.1.3. Efectos de la Generación Distribuida en las Redes de Distribución. ... 36

2.2.1.4. Penetración de la GD en el sistema de distribución. ... 37

2.2.1.5. Efectos de la Generación Distribuida en los Sistemas de Protección de sobrecorriente de las Redes de Distribución. ... 37

(12)

xii

2.2.1.5.2.Desconexión de segmentos sin falla y flujo bidireccional. ... 40

2.2.1.5.3.Efecto Isla. ... 40

CAPÍTULO III ... 41

METODOLOGÍA DE INVESTIGACIÓN ... 41

Localización. ... 42

Tipo de investigación. ... 42

3.2.1. Tipo diagnóstico. ... 42

3.2.2. Investigación Bibliográfica. ... 43

3.2.3. Investigación Aplicada. ... 43

Métodos de investigación. ... 43

3.3.1. Método Deductivo. ... 43

3.3.2. Método Experimental. ... 43

3.3.3. Método analítico. ... 44

Fuentes de recopilación. ... 44

Diseño de la investigación. ... 44

Instrumentos de investigación. ... 45

Tratamiento de datos. ... 45

Recursos humanos y materiales. ... 46

CAPÍTULO IV ... 47

RESULTADO Y DISCUSIÓN ... 47

Resultados. ... 48

4.1.1. Configuración del Alimentador de 13.8kV Vía Buena Fe sin GD. ... 48

4.1.1.1. Niveles de Voltaje del Alimentador. ... 49

4.1.1.2. Curvas PV de nodos referenciales. ... 50

4.1.1.3. Niveles de corriente nominal del alimentador. ... 51

4.1.1.4. Ajuste de los dispositivos de protección del alimentador. ... 52

4.1.1.5. Sistema actual de protección de sobrecorriente del alimentador. ... 53

4.1.2. Operación del sistema de protección de sobrecorriente. ... 54

4.1.2.1. Escenario 1. Falla transitoria monofásica en el 50% de la línea 1. ... 54

4.1.2.2. Escenario 2. Falla transitoria monofásica en el 50% de la línea industrial... 56

4.1.2.3. Escenario 3. Falla transitoria monofásica en un alimentador paralelo. ... 59

4.1.3. Unidad de GD. ... 61

4.1.3.1. Datos técnicos del generador y transformador utilizado para la unidad de GD. .. 61

4.1.4. CASO 1. GD conectada al final del alimentador (nodo 4). ... 63

(13)

xiii

4.1.4.2. Niveles de voltaje de alimentador caso 1. ... 64

4.1.4.3. Niveles de corriente nominal del alimentador caso 1. ... 65

4.1.5. Operación del sistema de protección de sobrecorriente caso 1. ... 67

4.1.5.1. Caso 1 escenario 1. Falla transitoria monofásica en el 50% de la línea 1. ... 67

4.1.5.2. Caso 1 escenario 2. Falla transitoria monofásica en el 50% de la línea industrial.70 4.1.5.3. Caso 1 escenario 3. Falla transitoria monofásica un alimentador paralelo. ... 73

4.1.6. CASO 2. GD conectada al alimentador nodo 1... 77

4.1.6.1. Penetración de la GD en el alimentador caso 2. ... 78

4.1.7.1. Caso 2 escenario 1. Falla transitoria monofásica en el 50% de la línea 1. ... 80

4.1.7.2. Caso 2 escenario 2. Falla transitoria monofásica en el 50% de la línea industrial.83 4.1.7.3. Caso 2 escenario 3. Falla transitoria monofásica en un alimentador paralelo. ... 87

4.1.8. CASO 3. GD conectada simultáneamente en dos lugares diferentes (nodos 4 y 1).91 4.1.8.1. Penetración de la GD en el alimentador caso 3. ... 92

Discusión. ... 96

4.2.1. Variables que afectan la operación de los dispositivos de protección. ... 96

CAPÍTULO V ... 97

CONLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 97

(14)

xiv

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2. 1. Valores de factor de corrección K1. ... 24

Tabla 2. 2. Voltajes del esquema europeo para la conexión de GD en la red. ... 31

Tabla 2. 3. Tecnologías para la GD y sus capacidades. ... 33

Tabla 3. 1. Recursos humanos y materiales. ... 46

Tabla 4. 1. Datos del Transformador de la S/E Quevedo Nueva, ... 49

Tabla 4. 2. Voltajes en p.u. del alimentador. ... 50

Tabla 4. 3. Potencia máxima respecto a las curvas PV. ... 51

Tabla 4. 4. Corriente nominal del alimentador. ... 51

Tabla 4. 5. Ajuste actual del relé 34A-LV ... 52

Tabla 4. 6. Ajuste actual del reconectador 34A2. ... 52

Tabla 4. 7. Tiempos de operación para I_CC mínima sin GD escenario 1. ... 55

Tabla 4. 8. Tiempos de operación para ICC máxima sin GD escenario 1. ... 56

Tabla 4. 9. Tiempos de operación para I_CCmínima sin GD escenario 2. ... 57

Tabla 4. 10. Tiempos de operación paraI_CC máxima sin GD escenario 2. ... 58

Tabla 4. 11. Tiempos de operación para I_CCmínima sin GD escenario 3. ... 59

Tabla 4. 12. Tiempos de operación para ICCmáxima sin GD escenario 3. ... 60

Tabla 4. 13. Datos técnicos del generador síncrono. ... 61

Tabla 4. 14. Datos técnicos del transformador de GD. ... 62

Tabla 4. 15. Voltajes en p.u. del alimentador caso 1. ... 64

Tabla 4. 16. Corriente nominal del alimentador caso 1. ... 65

Tabla 4. 17.In Censada por los dispositivos de protección caso 1. ... 66

Tabla 4. 18. Contribución de corriente de cortocircuito mínima caso 1 escenario 1. ... 68

Tabla 4. 19. Tiempos de operación para I_CCmínima caso 1 escenario 1. ... 68

Tabla 4. 20. Contribución de corriente de cortocircuito máxima caso 1 escenario 1. ... 69

Tabla 4. 21. Tiempos de operación para I_CC máxima caso 1 escenario 1. ... 70

Tabla 4. 23. Tiempos de operación para I_CCmínima caso 1 escenario 2. ... 71

Tabla 4. 25. Tiempos de operación para I_CCmáxima caso 1 escenario 2. ... 73

Tabla 4. 27. Tiempos de operación para I_CC mínima caso 1 escenario 3. ... 74

Tabla 4. 29. Tiempos de operación para ICC máxima caso 1 escenario 3. ... 76

Tabla 4. 32.I_nCensada por los dispositivos de protección caso 2. ... 80

(15)

xv

Tabla 4. 47.InCensada por los dispositivos de protección caso 3. ... 94

(16)

xvi

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2. 1. Curva característica del relé de corriente definida. ... 15

Figura 2. 2. Curva característica del relé de tiempo definido. ... 15

Figura 2. 3. Curva característica del relé de tiempo inverso. ... 16

Figura 2. 4. Característica de operación tiempo/corriente del fusible. ... 19

Figura 2. 5. Curvas tiempo/corriente de un reconectador. ... 20

Figura 2. 6. Ubicación de reconectadores en un sistema de distribución. ... 21

Figura 2. 7. Método de coordinación tiempo/corriente del fusible. ... 23

Figura 2. 8. Coordinación reconectador – fusible. ... 24

Figura 2. 9. Coordinación de protecciones respecto a una falla. ... 25

Figura 2. 10. Coordinación entre el reconectador y el fusible. ... 26

Figura 2. 11.Coordinación de las curvas características de reconectador y el fusible. ... 26

Figura 2. 12. Curva P-V para un nodo hipotético... 32

Figura 2. 13. Coordinación de reconectador - fusible con y sin GD. ... 38

Figura 2. 14. Contribución de corriente por del sistema y la GD. ... 39

Figura 2. 15. Principio de falso disparo conectado GD. ... 40

Figura 4. 1. Diagrama unifilar alimentador 13.8kV Vía Buena Fe. ... 48

Figura 4. 2. Curvas PV del alimentador sin GD. ... 50

Figura 4. 3. Coordinación actual de los dispositivos de protección del alimentador. ... 53

Figura 4. 4. Corriente de cortocircuito mínima sin GD escenario 1... 54

Figura 4. 5. Corriente de cortocircuito máxima sin GD escenario 1. ... 55

Figura 4. 10. Diagrama unifilar del alimentador con GD caso 1. ... 63

Figura 4. 11. Corrientes nominales observadas por los dispositivos de protección caso 1.66 Figura 4. 12. Corrientes de cortocircuito mínima caso 1 escenario 1. ... 67

Figura 4. 13. Corriente de cortocircuito máxima caso 1 escenario 1. ... 69

Figura 4. 14. Corrientes de cortocircuito mínima caso1 escenario 2. ... 71

Figura 4. 16. Corrientes de cortocircuito mínima caso 1 escenario 3. ... 74

Figura 4. 17. Corriente de cortocircuito máxima caso1 escenario 3. ... 75

Figura 4. 19. Corrientes nominales observadas por los dispositivos de protección caso 2.79 Figura 4. 20. Corrientes de cortocircuito mínima caso 2 escenario 1. ... 80

(17)

xvii

ÍNDICE DE ECUACIONES

Ecuación 2. 1 ... 17

Ecuación 2. 2 ... 33

Ecuación 2. 3 ... 37

(18)

xviii

ÍNDICE DE ANEXO

Anexo 1.Voltajes nominales del SEP a 60Hz de acuerdo a la norma ANSI C84.1-2006. 105

Anexo 2. Criterios de Protección ARCONEL Regulación 004/15 [21]. ... 106

Anexo 3. Flujo de Potencia del alimentado Vía Buena Fe sin GD. ... 107

Anexo 4. Flujo de Potencia del alimentador sin GD para un estado de colapso. ... 108

Anexo 5. Curvas PV de los nodos referenciales del alimentador sin GD. ... 109

Anexo 6. Tabla de coordinación del fusible 100k del alimentador. ... 112

Anexo 7. Flujo de potencia del alimentador de 13,8kV vía Buena Fe con GD caso 1. .... 113

(19)

xix

ABREVIATURAS

GD.- Generación Distribuida.

SEP.- Sistema Eléctrico de Potencia.

CIGRE.- Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas.

CNEL.- Corporación Nacional de Electricidad.

CONELEC.- Concejo Nacional de Electricidad.

ARCONEL.- Agencia de Regulación y Control de Electricidad.

IEEE.- Instituto Tecnológico de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos.

GRNC.- Generación Renovable No Convencional-

S.I.N.- Sistema Nacional Interconectado.

ANSI. - American National Standards Institute.

PCC.- Punto Común de Conexión.

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xx

CÓDIGO DUBLIN

Título:

Análisis de Efectos por la Interconexión de Generación Distribuida en el Sistema de Protección de Sobrecorriente de la Red de Distribución Troncal (Alimentador) de 13,8kv Vía Buena Fe.

Autor: _{Gorozabel Bizueta Jefferson Agustín} Palabras clave: Generación

Distribuida

Editorial: Quevedo UTEQ 2019 Resumen:

Abstract:

El presente trabajo de investigación se enfoca en la determinación de los efectos que puede generar la interconexión de generación distribuida en el sistema de protección eléctrico de sobrecorriente de una red de distribución radial mediante simulaciones que emulen el comportamiento real de las diferentes magnitudes eléctricas en la red. Con la finalidad de determinar los efectos que puede causar la generación distribuida en las protecciones eléctricas, se utiliza como caso de estudio la red de distribución troncal (alimentador) 13,8kV Vía Buena Fe y su sistema de protección de sobrecorriente principal.

Como resultado de las simulaciones, se obtuvo que la introducción de generación distribuida en el alimentador género una serie de efectos que dificultan la correcta operación del sistema de protección de sobrecorriente, los cuales varían en relación a la ubicación de la falla, ubicación de la unidad de GD y el número de unidades de GD presentes en el alimentador. Es necesario resaltar que los efectos generados en los dispositivos de protección son en base a la generación máxima de la unidad de GD utilizada y estos también pueden variar en relación a la potencia de generación de la unidad.

The current research focuses in the determination of the effects that could generate the interconnection of distributed generation in the electrical protection system of overcurrent of a radial distribution gird through simulations that measures or emulate the real behavior of the different electrical magnitudes in the grid.

The confiability of determining the effects that the distributed generation in the electrical protections can cause, is used as case of study the troncal distribution gird (feeder) 13,8kV Vía Buena Fe and its main overcurrent protection system.

As a result of the simulations, it was found that the introduction of DG in the feeder generated a series of effects that make it difficult the correct operation of overcurrent protection electrical system, which vary in relation of the location of the fault, the location of the unit of DG and the number of units of DG present in the feeder. It is necessary to highlight that the effects generated in the protection devices based on the maximum generation of the DG unit used, and these may vary in relation to the power of generation of the unit.

(21)

1

INTRODUCCIÓN

El rápido crecimiento de la demanda de energía eléctrica ha llevado a considerar dentro de las formas de concepción de energía, la interconexión de unidades pequeñas de generación eléctrica dentro del SEP, las mismas que adoptan el nombre de Generación Distribuida (GD). De acuerdo con datos del CIGRE de 1999, en diversos países del mundo se ha incrementado el porcentaje de la potencia instalada de GD, en relación con la capacidad total instalada. Un ejemplo de estos países son Dinamarca y Holanda que actualmente alcanzan valores del 37% respecto a las unidades de GD conectadas a la red [1].

Varios investigadores definen a la generación distribuida como: “Instalaciones eléctricas de generación conectadas a un sistema eléctrico de distribución a través de un Punto Común de Conexión (PCC) ” [2]. Si bien es consentido que la GD sea conectada al sistema de transmisión, en general esta es conectada en las redes de distribución. Independientemente del caso que sea, la idea primordial es que la GD debe ser conectada lo más cerca posible a la carga en cuestión [3].

Por otra parte [4], define a la protección eléctrica como “la ciencia, la habilidad y el arte de aplicar y configurar relés y/o fusibles para proporcionar la máxima sensibilidad a fallas y condiciones indeseables en el sistema, pero evitando su funcionamiento en todas las condiciones permisibles o tolerables” con la finalidad de brindar seguridad ante situaciones anormales en los sistemas eléctricos.

(22)

CAPITULO I

(23)

3

Problematización

1.1.1. Diagnóstico.

Idealmente se establece que la continuidad del servicio eléctrico no deberá ser perturbado por ninguna variable, pero en realidad una situación anormal puede presentarse en cualquier instante de tiempo poniendo en riesgo la continuidad del servicio eléctrico y la integridad de los equipos instalados en el sistema de distribución, es por esto que actualmente un sistema de protección eléctrica funcional debe ser el seguro que salvaguarde la continuidad del servicio eléctrico y proteja a los equipos instalados.

se considera que la incorporación de la Generación Distribuida en un sistema eléctrico de distribución radial generará una serie de inconvenientes que afectan directamente al sistema de protección eléctrica de los cuales se destacan [1], [5], [6]:

 Variaciones en el valor de las corrientes de cortocircuito (I_CC).

 Pérdida de coordinación entre dispositivos de protección.

 Disparos involuntarios de las protecciones eléctricas.

 Retardo en los tiempos de operación.

1.1.2. Pronostico.

Al efectuar un análisis previo sobre los efectos que pueden presentarse en el sistema de protección de sobrecorriente del alimentador a causa de la interconexión de GD, se estará obteniendo información primordial que ayudara a prever posibles escenarios donde la corriente de cortocircuito generada por una falla cause mucho daño.

(24)

4

1.1.3. Formulación del problema de investigación.

¿Cuáles son los efectos causados por la interconexión de generación distribuida (GD), sobre las protecciones de sobrecorriente principales del alimentador de 13,8kV ubicado en la vía Buena Fe operando con una demanda máxima?

1.1.4. Sistematización del problema.

¿En la actualidad que perspectiva se tiene de la GD, incluyendo tecnologías y normativas vigentes?

¿Mediante la investigación se podrá determinar los efectos que se manifiestan en el sistema de protección de sobrecorriente y sus dispositivos frente a una interconexión entre la GD y la red de distribución de forma general?

(25)

5

Objetivos

1.2.1. Objetivo General

Analizar los efectos que causará la interconexión de Generación Distribuida (GD), sobre las protecciones de sobrecorriente principales del alimentador de 13,8kV vía Buena Fe cuando se encuentre operando con una demanda máxima.

1.2.2. Objetivos Específicos

 Obtener una perspectiva conceptual y referencial de la GD, incluyendo tecnologías y normativas vigentes.

 Determinar los efectos que presenta un sistema de protección de sobrecorriente y sus dispositivos a causa de la manifestación de GD en la red de distribución.

 Simular el alimentador de 13,8kV vía Buena Fe, para una operación en estado estable sin GD determinando la operación de las protecciones de sobrecorriente que conforman el sistema de protección principal frente a una falla transitoria.

 Simular el alimentador de 13,8kV vía Buena Fe, para una operación en estado estable con GD identificando los efectos que se generan en el sistema de protección de sobrecorriente principal frente a una falla transitoria.

(26)

6

Justificación.

El presente trabajo de investigación pretende mostrar el impacto que tiene la GD en el sistema de protección de sobrecorriente de una red de distribución radial, utilizando como caso de estudio el alimentador de 13,8kV Vía Buena Fe y su sistema de protección de sobrecorriente principal con la finalidad de:

 Demostrar que los efectos que causa la GD en el sistema de protección de sobrecorriente en una red de distribución radial, varían en relación a la ubicación de la falla, ubicación de la GD y el número de unidades de GD.

 Que los criterios utilizados para identificar los efectos generados en el sistema de protección de sobrecorriente por la interconexión de GD sean de ayuda, para próximas investigaciones que contemplen al sistema de protección eléctrica como tema principal.

 Que la investigación realizada sea de utilidad para cualquier usuario que desee tener un sistema de GD conectado al alimentador en estudio, comprendiendo los efectos que este puede generar al sistema de protección del alimentador.

(27)

CAPÍTULO II

(28)

8

Marco Teórico.

2.1.1. Sistema Eléctrico de Distribución.

Un sistema eléctrico de distribución es considerado como la última etapa del SEP antes de la comercialización de la energía eléctrica, el cual posee como objetivo principal distribuir la energía eléctrica receptada por las subestaciones a los consumidores finales. Las configuraciones típicas de un sistema eléctrico de distribución son radial, anillo y mallado las cuales son diseñas en función de las necesidades del usuario y de la empresa distribuidora.

2.1.1.1. Estructura de un sistema eléctrico de distribución.

 Subestación de distribución.- La S/E de distribución es una instalación consignada a la recepción de las LT y subtransmisión, está equipada con transformadores que reducen la AT a MT, salida de circuitos primarios y equipos asociados al control, protección y seccionamiento.

 Circuitos primarios (Alimentador).- Correspondes a los circuitos primarios que salen desde las subestación, conocidos también como alimentadores. Estos se encargan de recorrer sectores urbanos y rurales suministrando energía a un nivel de MT.

 Circuitos segundarios (Ramales).- El circuito segundario tiene su inicio desde los transformadores de BT que toman el voltaje de distribución primario en MT y lo reduce a un nivel de BT, estos circuitos están encargados de transportar y distribuir la energía con voltajes que van desde los 120V hasta los 600V.

2.1.1.2. Niveles de voltaje del sistema eléctrico de distribución

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9 Estos valores se reflejan en la norma estándar ANSI C84.1-2006, que establece valores nominales y escalas de voltaje estandarizados para sistemas eléctrico de potencia a 60Hz [7].

 Bajo voltaje.- son voltajes nominales menores o iguales a 1kV.

 medio voltaje.- son voltajes nominales mayores a 1kV y menores a 100kV.

 Alto voltaje.- son voltajes nominales iguales o mayores que 100kV.

En Ecuador los niveles de voltaje en los sistemas eléctricos de distribución varían de acuerdo a la región donde se demanda el servicio, pero los más usuales son los niveles de 22kV-13,8kV-6.3kV empleados en los circuitos primarios de distribución (alimentador) y los niveles de 120/208V, 120/240V hasta los 600V considerados como circuitos segundarios [7]. De acuerdo a la Regulación No. ARCONEL - 004/18 define los siguientes niveles de voltaje en el país: [8].

 Bajo voltaje.- voltaje menor igual a 0,6kV.

 Medio voltaje.- voltaje mayor a 0,6 y menor igual a 40kV.

 Alto voltaje grupo 1.- voltaje mayor a 40 kV y menor igual a 138kV.

 Alto voltaje grupo 2.- voltaje mayor a 138kV.

2.1.1.3. Tipos de corrientes de cortocircuito en la redes de distribución.

Indiferentes a las causa que genere una falla, una corriente de cortocircuito también puede ser clasificado según el número de líneas (fases) involucradas en la perturbación divididas en cuatro categorías [9]:

a) Trifásica (LLL - simétrica) con una probabilidad del 2% al 3%. b) Línea a línea (LL – asimétrica) con una probabilidad del 8% al 10%.

c) Línea – Línea a Tierra (LLT - asimétrica) con una probabilidad del 10% al 17%. d) Línea a Tierra (LT – asimétrica) con una probabilidad del 70% al 80%.

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10 nulo, y para obtener una corriente de cortocircuito mínima el sistema debe estar operando con un voltaje mínimo, impedancia de fuentes de mínima generación y valores de impedancia de falla diferentes a cero. En el momento que ocurre una falla, esta toma dos etapas que son definidas por su tiempo de duración.

 Falla transitoria.- En esta etapa, la corriente de cortocircuito tiene la característica de ser asimétrica respecto a un eje horizontal, debido a que aparece un componente continuo de corriente de tipo experimental. Esto sucede en los primeros instantes que ocurre la falla, además son consideradas como fallas que pueden ser despejadas por equipos de protección de alta velocidad evitando daños y discontinuidad del servicio en la red.

 Falla permanente.- Se presenta luego de la etapa transitoria, y es la corriente que mantiene vigente la falla, además de ser una falla simétrica respecto a un eje horizontal, es considerada como la falla que causa más daño al sistema eléctrico.

(31)

11

2.1.2. Sistema de Protección Eléctrica.

Los sistemas de protección eléctrica, son un conjunto de dispositivos automáticos, los cuales poseen como objetivo principal detectar rápidamente una situación anormal en el sistema eléctrico en el menor tiempo posible y decidir la acción más adecuada para restaurar la operación del sistema aun estado normal, por lo cual se debe considerar que un fallo en el funcionamiento del sistema de protección tendrá como consecuencias importantes daños en los equipos que conforman el sistema eléctrico así como una pérdida del suministro de energía eléctrica.

Es pertinente hacer notar que, los dispositivos del sistema de protección varían de acuerdo al nivel de voltaje al cual estará sometido el componente a proteger, además al nivel de corriente de cortocircuito en cualquier punto de la red, debido a esto es fundamental realizar un estudio de cortocircuito tanto para el diseño inicial como para futuras modificaciones o masificación del sistema que dará una visión de la capacidad que deben tener los equipos de protección y como elegirlos.

2.1.2.1. Objetivos generales de un sistema de protección.

Los objetivos generales que tiene un sistema de protección son [10]:

a) Detectar condiciones de falla monitoreando continuamente las variables del SEP (corriente, voltaje, pirotecnia, frecuencia, impedancia).

b) Proteger a las personas de peligros derivados de fallas, tales como: inducción de tensiones peligrosas, explosiones de algunos equipos, daños en los artefactos y conductores energizados a su alcance.

c) Proteger a los equipos operativos del sistema de exposiciones a sobretensiones elevadas que pueden afectar al agotamiento o daño inmediato de su aislamiento, obligando a su reparación o remplazo.

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12

2.1.2.2. Características de los Sistemas de Protección.

Los sistemas eléctricos se encuentran sometidos todo el tiempo a potenciales fallas que pueden ser ocasionadas por agentes mecánicos o naturales, por deterioro en el aislamiento de los equipos, por sobre voltajes producidos por descargas atmosféricas o por maniobras de apertura y cierre de equipo que componen el sistema eléctrico. Es por ello, que el sistema de protección debe ser diseñado para que actué según corresponda el caso tomando en cuenta siempre las siguientes características:

 Selectividad.- es la capacidad del sistema para diferenciar entre aquellas condiciones anormales para las cuales la acción de apertura es inmediata y para las que no lo son, por ser condiciones anormales tolerables para el sistema, en otras palabras los dispositivos de protección deben ser capaces de reconocer fallas en sus propios equipos o zonas protegidas e ignorar aquellas fallas fuera de su zona de protección.

 Sensibilidad.- es la capacidad que posee el sistema de protección para detectar situaciones anormales que se suscitan en el SEP por más pequeña que esta sea.

 Velocidad.- corresponde a la capacidad de respuesta del sistema de protección ante una condición anormal, esto se refiera a la velocidad de operación de los dispositivos de protección ante una falla.

 Confiabilidad.- se refiere a la característica del correcto funcionamiento del sistema de protección lo cual se logra por medio de un diseño adecuado, mantenimiento y el respaldo de los equipos de protección.

 Simplicidad.- se refiere a que un sistema de protección garantizar la operación del sistema con el menor número de elementos y circuitos.

 Economía.- corresponde a tener un mayor porcentaje de protección al menor costo posible.

(33)

13

2.1.2.3. Clases de protección.

Con la finalidad de proporcionar la mayor seguridad del sistema eléctrico ante interrupciones inesperadas, para todos los casos de fallas por sobrecorriente, se debe disponer de una serie de dispositivos y equipos de protección que operen de una forma coordinada.

Por definición se denomina, que cuando dos o más dispositivos de protección forman parte de un sistema eléctrico, el dispositivo de protección próxima a la fuente se denomina como protección de respaldo, mientras que el dispositivo de protección más cercano a la carga o al punto de falla se denomina como protección principal.

2.1.2.3.1. Filosofía de la protección principal o primaria.

La protección primaria es la actuación de un dispositivo de protección en el menor tiempo posible ante una falla, en otras palabras se denomina como protección primaria al dispositivo que se encuentre más cerca al punto de falla. Para las zonas que no poseen protección o son consideradas puntos ciegos, se debe realizar una superposición de las zonas de actuación en torno a los interruptores para evitar estos puntos ciegos [11].

Los relés que conforman la protección principal o primaria cuentan con los siguientes principios [11]:

 Es inherentemente selectiva.

 Su actuación se da sin retardo intencional.

 No provee protección para los componentes adyacentes.

 Su actuación puede fallar por defectos en:

- Los transformadores de medición (TCs y TPs). - la alimentación DC del circuito de disparo. - El relé de protección.

(34)

14

2.1.2.3.2. Filosofía de la protección de respaldo o segundaria.

La protección de respaldo o segundaria tiende a ser la segunda opción para despejar fallas en casos donde la protección primaria falle en su operación, pero esta protección puede ofrecer una protección primaria en caso de que la protección primaria este fuera de servicio por mantenimiento.

Estas protecciones tienen zonas de actuación definidas por su ajuste que sobrepasa los límites del componente del conductor protegido, debe actuar con retardo intencional para todo tipo de cortocircuito externo al componente protegido; Se puede decir que un sistema eléctrico está totalmente protegido si ambas filosofías de protección se encuentran habilitadas. Sin embargo se debe considerar que [11]:

 No siempre esto es económicamente viable.

 La protección segundaria o de respaldo no siempre logra detectar y despejar las fallas en los componentes próximos.

2.1.2.4. Tipos de relés de sobrecorriente.

La protección contra sobrecorriente es la más antigua, sencilla, económica y relativamente confiable. Su principio de operación está basada en la medición de corrientes de cortocircuito y un tiempo de apertura para despejar la falla, la cual se define como la curva característica de tiempo/corriente, es decir, que los equipos de protección de sobrecorriente operan al detectar una falla, donde los niveles de corriente nominal aumentan abruptamente obteniendo así una 𝐼_𝐶𝐶.

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15

 Relé de sobrecorriente de corriente definida (50).- Su operación es instantánea cuando la corriente alcanza un valor predeterminado. El ajuste se realiza de manera que el relé más alejado de la fuente operara para un nivel de corriente bajo, este nivel de corriente es incrementado paulatinamente para otros relés según se acerquen a la fuente. Así el relé más cercano al punto de falla opera primero desconectando la carga. En la figura 2.1 se muestra la curva característica de operación del relé [12].

Figura 2. 1. Curva característica del relé de corriente definida.

Fuente: Díaz claudia (2015).

 Relé de sobrecorriente de tiempo definido (50).- El ajuste de estos relés permite manejar diferentes niveles de corrientes y tiempos de operación, estos ajustes son determinados de tal manera que el interruptor más cercano a la falla realice la operación de apertura en el tiempo más corto, y luego los interruptores restantes se disparen sucesivamente, usando los tiempos de retardo en dirección hacia la fuente. En la figura 2.2 se muestra la curva característica de operación del relé [12].

Figura 2. 2. Curva característica del relé de tiempo definido.

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16

 Relé de sobrecorriente de tiempo inverso (51).- La característica fundamental de los relés de tiempo inverso, se debe a que su tiempo de operación es inversamente proporcional a la corriente de falla, es decir, que para corrientes de cortocircuito muy altas pueden obtenerse tiempos de disparo más corto sin el riesgo de la selectividad de protección, además este relé cuenta con dos categorías más, la de tiempo muy inverso y extremadamente inverso [12].

Los relés de tiempo inverso son más utilizados en sistemas de distribución radiales, debido a su relación tiempo/corriente y su ajuste es definido por los siguientes parámetros:

- Corriente de arranque (TAP).- También conocida como corriente de pickup o corriente mínima de operación, es el valor a partir del cual el relé empieza su operación temporizada respecto a una corriente dada; en relés modernos los valores de ajuste se expresan como múltiplos y submúltiplos de la corriente nominal (1 o 5 A dependiendo del TCs) en pasos de 0.01 A.

- Dial.- permite obtener diferentes tiempos de operación para una misma familia de curvas respecto a la corriente, en relés modernos los paso 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 del dial como una función continua [12].

Figura 2. 3. Curva característica del relé de tiempo inverso.

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17 Además de una característica de tiempo/corriente, los relés de sobrecorriente poseen una unidad de disparo instantáneo con diferentes rangos de ajuste continuo, donde se define el TAP y el tiempo mínimo de función de la corriente de entrada segundaria, este tiempo mínimo de operación instantáneo es definido con la siguiente ecuación [9].

𝐼𝑇_{𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑚𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜} = 𝑇𝐶𝑠_{𝑅𝐴𝑡𝑖𝑜}∙ 𝑇𝐴𝑃_{𝑖𝑛𝑠𝑡.} Ecuación 2. 1

Donde:

𝐼𝑇_{𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑚𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜} = tiempo mínimo de operación instantáneo.

𝑇𝐶𝑠𝑅𝐴𝑡𝑖𝑜 = relación de transformación de los transformadores de corriente.

𝑇𝐴𝑃_{𝑖𝑛𝑠𝑡} = selección de la corriente de arranque instantánea.

2.1.2.5. Filosofía de protección de sobrecorriente en redes de distribución.

Si un sistema eléctrico de distribución fuese instalado sin el equipo de protección contra sobrecorrientes. Las fallas podrían causar una discontinuidad del suministro de energía a todos los consumidores conectados al alimentador y daños en diferentes equipos. Esto trae como consecuencia una reducción en los niveles de confiabilidad del sistema inaceptables, pero para poder incrementar estos niveles de confiabilidad se puede recurrir a dos opciones [13]:

De tal forma que la filosofía para la protección de sobrecorrientes en las redes de distribución pueda reducirse a tres reglas básicas [9]:

1. Se debe dar oportunidad a que la falla sea temporal, dado que la mayoría de estas averías están entre el 70 y 80%.

(38)

18 3. Si es necesario desconectar de forma permanente el circuito, entonces que sea la

zona más pequeña del circuito.

2.1.2.6. Objetivos del sistema de protección en las redes de distribución.

En el caso particular de las redes de distribución, se desea que el sistema de protección cumpla con los siguiente requisitos [13]:

a) Aislar fallas permanentes de secciones no falladas del sistema de distribución. b) Minimizar el número de fallas permanentes, desconectando rápidamente fallas

transitorias para evitar que se conviertan en fallas permanentes causando interrupciones en el servicio de energía.

c) Minimizar el tiempo de localización de fallas, por medio de una correcta coordinación de los dispositivos de protección, actuando solo el dispositivo más cercano a la falla.

d) Prevenir daños a los equipos, para esto se debe tomar en cuenta las curvas de daños de los equipos en la coordinación del sistema de protección, las cuales depende del tiempo y la magnitud de la corriente de cortocircuito.

e) Minimizar la probabilidad de caída de conductores, evitando que los conductores se rompan y caigan a tierra.

f) Minimizar las fallas internas de los equipos, por medio de fusibles limitadores de corriente para evitar fallas destructivas en transformadores y capacitores.

g) Minimizar accidentes mortales, desenergizando conductores caídos.

2.1.2.7. Dispositivos de protección de sobrecorriente en redes de distribución.

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19

2.1.2.7.1. Fusibles.

Los fusibles son los dispositivos de protección de sobrecorrientes más económicos y simples que se utilizan en la protección de redes de distribución. Aunque es un dispositivo antiguo su tasa de confiabilidad es muy alta, debido a que brinda protección por tiempos muy prolongados sin estar sujetos a tareas de mantenimiento [12], [14].

El principio de funcionamiento de un fusible, se basa en la fundición de su fusor o lamina fusora, la cual comienza a fundirse cuando el nivel de corriente que atraviesa el fusible es muy alta o intolerable, es decir, que para corrientes altas la temperatura será mayor y por lo tanto la fusión de la lámina fusora será más rápida y para corrientes pequeñas ocurre lo opuesto. El fusible también cuenta con una clasificación siendo el tipo K de acción rápida, el H extra rápidos y el T de acción lenta los cuales son empleados en función del equipo a proteger.

Figura 2. 4. Característica de operación tiempo/corriente del fusible.

Fuente: Torres Orlys (2015).

Las principales características de operación de un fusible son las siguientes [12]:

 Combina el elemento sensor y de interrupción en una sola unidad.

 Su operación depende de la magnitud y duración de la 𝐼_𝐶𝐶 que fluye a través de él.

 Es un dispositivo monofásico, es decir, que si en una línea trifásica surge una falla de una línea a tierra solo el fusible de dicha fase fallada operara dejando a los otros fusibles activos para las fases restantes.

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20

2.1.2.7.2. Reconectadores.

Se estima que entre el 70 y 80 % de las averías en las redes de distribución son de naturaleza transitoria, las mismas que pueden provocar la fundición completa del fusible, si fuese este el caso estas averías se transformaría en permanentes aislando partes del sistema, por lo cual es imprescindibles que las fallas transitorias provoquen solo desconexiones temporales y que los circuitos vuelvan a ser conectados con rapidez, evitando así malestar en el servicio y aparición del denominado fenómeno de carga fría.

Para obtener la operación de desconexión temporal se utilizan los reconectadores. Estos dispositivos al detectar una falla en el sistema abren sus contactos para aislar la falla, pero con la opción de volver a reconectar dicha zona aislada por la falla luego de pasar un tiempo programado. Si la falla o avería continua, estos suelen volver a desconectarla y reconectarla, pero estas repeticiones son de 3 como máximo; si después del último recierre la falla persiste el reconectador desconectara el sistema de forma permanente [15]. En otras palabras el reconectador es un dispositivo de interrupción de carga eléctrica, con la posibilidad de recierre automático ajustable y operación tele mandada, instalado inherentemente en la redes de distribución que interrumpir el flujo de energía en casos de detectar condiciones de sobrecorriente [12].

Figura 2. 5. Curvas tiempo/corriente de un reconectador.

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21 Los reconectadores dentro del sistema de distribución pueden ser ubicados [12]:

a) En la salida de subestaciones, como dispositivos de protección de la red de distribución troncal (alimentador) en caso de una falla permanente.

b) En las líneas de distribución a cierta distancia de la subestación. Con el objetivo de poder segmentar alimentadoras de gran longitud, previniendo la salida completa del alimentador en caso que se presente una falla permanente próxima al final del alimentador.

c) En ramales y derivaciones importantes que parten del alimentador principal. Protegiendo al alimentador principal de posibles interrupciones y salidas debido a fallas suscitadas en las derivaciones.

d) En pequeños ramales monofásicos, con el mismo objetivo que tiene en los ramales y derivaciones importantes de la red de distribución.

Figura 2. 6. Ubicación de reconectadores en un sistema de distribución.

Fuente: Droguett Pablo (2013).

2.1.2.7.3. Seccionadores.

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22 Una de las mayores ventajas de este equipo es la de no contar con un curva característica de tiempo/corriente para su operación lo cual facilita su aplicación en los esquemas de protección.

2.1.2.8. Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente.

La coordinación de los dispositivos de protección de sobrecorriente tiene como finalidad mantener la selectividad entre los dispositivos ante varias posibilidades de falla, para garantizar una operación de forma segura y confiable del sistema eléctrico [2], [16].

El diseño del sistema de protección en redes de distribución para MT o BT es determinado por un prototipo de red pasiva, es decir, que no se espera que en la red de distribución se inyecte energía por medio de fuentes de generación. Básicamente los esquemas de coordinación son determinados por la topología individual de un sistema de distribución así como posibles escenarios de operación [2].

2.1.2.8.1. Coordinación Fusible – Fusible [12], [16].

Existen dos métodos para la coordinación entre fusibles, el primer método es mediante el uso de las curvas características de tiempo/corriente y el segundo método es a través de tablas de coordinación las mismas que son derivadas de las curvas característica.

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23

Figura 2. 7. Método de coordinación tiempo/corriente del fusible.

 Método de Tablas de Coordinación.- El método de coordinación por tablas suele ser utilizado cuando el procesos de coordinación es repetitivo, estas tablas son obtenidas a partir de las curvas características de mínima fusión del fusible de respaldo y la curva de máxima limpieza o ruptura del fusible principal conservándose el criterio del 75% de tiempo entre estos. Lo anterior dicho es válido para los fusibles estándar tipo ANSI (T, K, H).

2.1.2.8.2. Coordinación Reconectador – Fusible [12], [16].

Para lograr la coordinación entre el reconectador y el fusible, se considerar las siguientes condiciones [12]:

a) Para la corriente de falla que está dentro de la zona protegida por el fusible, su tiempo mínimo de fusión deberá ser mayor que el producto entre el tiempo de operación de la curva característica rápida del reconectador y el factor K1, este factor depende de la secuencia de operación y el tiempo de la primera reconexión.

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24

Figura 2. 8. Coordinación reconectador – fusible.

Tabla 2. 1. Valores de factor de corrección K1.

Tiempo de Reconexión

Elaborado por: Gorozabel J. (2019).

2.1.2.9. Mitigación de fallas en las redes de distribución.

La coordinación de los dispositivos de protección en las redes de distribución debe ser realizada en cascada debido a la característica pasiva de la red, que no es otra que la configuración radial. Este acondicionamiento de las protecciones en forma serial nos permite definir como protección principal al dispositivo que se encuentra más cercano a la falla, mientras que la protección de respaldo será el dispositivo siguiente que se encuentra en dirección a la fuente de alimentación.

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25 produce en el punto 2, el fusible C será la protección principal y el interruptor será nuestra protección de respaldo [10].

Figura 2. 9. Coordinación de protecciones respecto a una falla.

2.1.2.9.1. Despeje de fallas entre el Reconectador y Fusible.

La operación entre el reconectador y el fusible para despejar una falla en el alimentador pretender que una falla permanente sea liberada por el fusible que protege tal segmento, mientras que para el caso de una falla transitoria esta vez sea el reconectador de cabecera quien libera la falla [10].

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26

Figura 2. 10. Coordinación entre el reconectador y el fusible.

Figura 2. 11.Coordinación de las curvas características de reconectador y el fusible.

Los literales siguientes muestran un análisis generalizado del comportamiento del que tendrán la coordinación reconectado y fusible frente a una falla transitoria y permanente.

a) Primer caso (falla transitoria).- Para este caso se analiza la falla ubicada en el punto “x” de la figura 2.10. en el instante de que la falla ocurra en este punto la corriente aumentara instantáneamente hasta alcanzar el valor de Ifx, la misma que es observada

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27 sus contactos automáticamente después de un tiempo determinado, asegurando la continuidad del servicio.

b) Segundo caso (falla permanente).- de la misma forma que el caso anterior se analizara la falla ubicada en el punto “x” , en el instante de que se produce una falla la corriente aumentara instantáneamente la cual será detectada por la curva rápida del reconectador en el tiempo t₁, interrumpiendo el flujo y cerrando sus contactos en un intervalo de tiempo. Como la falla se torna permanente la corriente de falla se mantendrá, siendo ahora detectada por la curva mínima de fusión del fusible en el tiempo t₂, empezando a fundirse el fusible ya para el tiempo t₃ el fusible estará totalmente fundido la curva de ruptura del fusible, liberando de esta forma la falla antes de que el reconectador opere por medio de su curva lenta, asegurando de esta forma la continuidad del servicio en lugares ajenos a la falla.

2.1.3. Generación Distribuida (GD).

Actualmente no existe consenso a nivel mundial ni europeo, sobre qué es exactamente la Generación Distribuida (GD), debido que son múltiples los factores que afectan su definición: tecnologías empleadas, límites de potencia y conexiones a la red, pero se entiende que la GD es el uso de pequeñas unidades generadoras instaladas en puntos estratégicos del sistema eléctrico, y especialmente cerca de los centros de carga [17], [18].

2.1.3.1. Definiciones de generación distribuida.

La GD se ve envuelta en un debate constante para definir su concepto, pero esta misma trae consigo una serie de aspectos que deben ser tomados en cuenta a la hora de dar una definición [7]:

1. En general, la GD no depende de la potencia o voltaje.

2. Las tecnologías de GD pueden ser categorizadas como renovables y no renovables, es decir, que la GD no es sinónimo de fuentes renovables.

3. La localización geográfica no es un parámetro que distinga la GD de una generación centralizada.

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28 5. La GD es conectada a la red directamente a través de un trasformador o dispositivos electrónicos. Esto incluye sistemas de protección así como los equipos de medición. 6. En muchos países la GD es conectada en redes de distribución.

7. Los beneficios de la GD son protección ambiental, reducción de pérdidas e inversiones, calidad de potencia, uso de combustibles domésticos y diversificación de recursos, aplicaciones de ciclo combinados, refuerzo y suministro de en áreas remotas, respaldo e incremento de empleo local.

Entonces tomando en cuenta todas estas características, varias entidades e instituciones definen a la Generación Distribuida de las siguientes maneras:

 La Coalición para Energía Distribuida en América (DPCA, Distribution Power Coalition of America) la define como, cualquier tecnología de generación a pequeña escala que proporciona electricidad en puntos más cercanos al consumidor o a la red de transporte o distribución [7], [17].

 La Agencia Internacional de Energía (IEA, International Energy Agency) considera como GD, únicamente, la que se conecta a la red de distribución en baja tensión y la asocia a tecnologías como los motores, mini y microturbinas, pilas de combustible y anergia solo fotovoltaica [7], [17].

 El Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE, Conseil International des Grands Réseaux Électrique), establece que la GD es no centralmente planificada, no despachada centralmente, por lo general conectada a redes de distribución y su generación es menor a 50 o 100MW [7].

 La Red Europea para la Integración de las Fuentes Renovables Y La Generación Distribuida (ENIRDGnet), estable que la GD es una fuente de energía eléctrica conectada a la red de distribución o en instalaciones de los clientes [7].

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29 Existes más definiciones en cuanto a Generación Distribuida se refiere, pero las interpretaciones anteriores son muy afines, por lo cual el presente trabajo adopta la definición de la IEEE para modelara una unidad de GD.

2.1.3.2. Aspectos generales de la generación distribuida.

La generación distribuida cuenta con una variedad surtida de aspectos que ayudan a definir su características generales de los cuales se destacan el aspecto técnicos, económicos, tecnológicos y medioambientales; que de cierta forma se encuentran interactuando entres si, dando como resultado el resurgimiento de este viejo concepto en la industria eléctrica [19]. Dichos aspectos son considerados para la innovación de los actuales sistemas eléctricos de potencia.

2.1.3.2.1. Aspecto técnico.

Para la generación distribuida se puede tomar dos modalidades para su esquema: con sistemas conectados a la red eléctrica donde exista el servicio, o mediante un sistema aislado en sitios remostos, donde aún no existe el acceso al servicio de energía convencional.

 La GD en redes eléctricas existentes.

En los sistemas eléctricos convencionales existentes, la inclusión de la GD conlleva una serie de fijaciones con nuevas consideraciones técnicas, que deberán ser analizadas para asegurar que el sistema funcione correctamente bajo las normas de calidad, seguridad y confiabilidad.

Estas normativas deberán ser claras, para que la inclusión de la GD en la red sea lo más eficiente posible y considerando siempre un buena interacción entre el operador, el sistema de distribución y la GD.

 La GD en sistemas aislados.

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30 con las redes de transmisión respecto a la electrificación de zonas distantes, una competencia que se muestra en el aspecto económico y de confiabilidad. Para dotar del servicio energético a las comunidades alejadas, la GD para electrificar estos sectores rurales utiliza tecnologías como: eólica, paneles fotovoltaicos y la biomasa, estos sistemas son pequeños y se encuetan al margen de la producción general de electricidad, es decir, que son sistemas descentralizados.

2.1.3.2.2. Aspecto económico.

A simple vista se puede objetar que la economía que representa la introducción de GD en los sistemas de distribución es mucho más conveniente y baja en comparación a los sistemas centralizados las cuales necesitan una forma de trasportar la energía que se genera hacia los usuarios finales, adicional a esto el avance tecnológico ayuda que la operación de las pequeñas centrales de GD sea mediante sistemas de control y monitoreo omitiendo la intervención de un operador, entonces para un análisis del aspecto económico se considera las siguiente características:

 El sistema de generación distribuida versus el sistema tradicional.

 Mundo económico y la industria eléctrica.

 Cambios en la economía de escalas para diseños de generadores.

2.1.3.2.3. Aspecto tecnológico.

El aspecto tecnológico para la GD se refleja en el tamaño de sus unidades, los fabricantes han ido introduciendo al mercados varios sistemas de generadores a escalas más pequeñas que los utilizados en épocas anteriores, por ejemplo el tamaño medio de las nuevas centrales en estados unidos cayó a 600 megavatios en 1985, a 100 megavatios en 1992 y solo 21 megavatios en 1998 [19].

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31 En la tabla 2.2 se muestra una idea general de los tipos de tecnologías utilizadas para la GD y su nivel de voltaje según los esquemas europeos de redes eléctricas.

Tabla 2. 2. Voltajes del esquema europeo para la conexión de GD en la red.

Sistema Rango De Voltaje Tecnologías para la GD

Sistema de

Grandes industrias de ciclo combinado. Grandes hidroeléctricas.

Sistema solar térmico y geotérmico. Grandes arreglos fotovoltaicos.

Pequeñas industrias de ciclos combinados.

230/400 V Paneles individuales fotovoltaicos. Micro sistema de ciclo combinado.

Fuente: Cholota Víctor (2014).

Elaborado por: Gorozabel J. (2019).

Las maquinas más usuales empleadas para las unidades de GD con diferentes tecnologías son de origen síncrona y asíncrona cada una con sus diferentes características.

 Generador distribuido asíncrono o de inducción.

(52)

32 Cuando los generadores de inducción son conectados directamente a la red, pueden generar un déficit en la potencia reactiva disponible del sistema, a lo cual el sistema responde importando reactivos desde otras zonas con la finalidad de restablecer el equilibrio. Desafortunadamente, lo anterior no siempre es posible, debido a la falta de excedentes de Q en el sistema de distribución o por la limitación de transporte impuesta por las líneas de interconexión. Cualquiera que sea el caso, el resultado será el deterioro del perfil de voltaje del sistema [20].

 Generador distribuido síncrono.

El generador síncrono ofrece una serie de ventajas al momento de utilizarlo para la GD, pero una de las más importantes es que son capaces de generar y absorber potencia reactiva, La utilización de estos generadores de forma sobre excitada, permite la producción de potencia reactiva en forma local, mejorando de esta manera el perfil de voltaje y reduciendo la transferencia de Q desde otras zonas del sistema eléctrico [20].

Utilizando las curvas P-V como una herramienta grafica para estudiar la estabilidad de voltaje, se puede mostrar de forma conceptual el impacto que genera la conexión de un generador síncrono a un sistema eléctrico, en el caso más específico seria al efecto que tiene en un nodo determinado [20]. La figura 2.12 muestra como al conectar un generador síncrono con potencia ∆P (MW), este mueve el punto de operación sobre la curva, desde el punto A hasta el B, resultando en un aumento de la tensión del nodo en la cantidad de V_GD-V₀.

Figura 2. 12. Curva P-V para un nodo hipotético.