Estudio de coordinación de protecciones en sistemas de distribución con GD basada en inversores

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(1)

Presentado a

LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

Para obtener el título de

INGENIERO ELÉCTRICO

Por

Gustavo Adolfo Granados García

ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN SISTEMAS

DE DISTRIBUCIÓN CON GD BASADA EN INVERSORES

Sustentado el día 9 de Junio de 2015 frente al jurado:

Composición del jurado

- Asesor: Gustavo Andrés Ramos L. PhD, Profesor Asociado, Universidad de Los Andes

- Jurados : Mario Alberto Ríos PhD, Profesor Titular, Universidad de Los Andes

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Tabla de Contenido

1 INTRODUCCIÓN ... 6

2 OBJETIVOS ... 6

2.1 Objetivo General ... 6

2.2 Objetivos Específicos ... 6

2.3 Alcance y productos finales ... 7

3 DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO ... 7

4 MARCO TEÓRICO, CONCEPTUAL E HISTÓRICO ... 8

4.1 Marco Teórico ... 8

4.1.1 Generación Distribuida ... 8

4.1.2 Generador basado en inversor ... 8

4.1.3 Coordinación de Protecciones ... 8

4.1.4 Modelamiento de corto circuito ... 8

4.1.4.1 Generadores Síncronos (Red)... 8

4.1.4.2 Generadores basados en inversores ... 9

4.1.4.3 Modelo Generador Basado en inversor escogido ... 13

4.1.5 Protecciones Adaptativas ... 15

4.2 Marco Conceptual ... 15

4.3 Marco Histórico ... 17

5 METODOLOGÍA DEL TRABAJO ... 18

5.1 Plan de trabajo ... 18

5.2 Búsqueda de información ... 19

5.3 Alternativas de desarrollo ... 19

6 TRABAJO REALIZADO Y VALIDACIÓN ... 19

6.1 Prueba de Concepto ... 19

6.1.1 Grupo de Conexión 1 ... 21

6.1.1.1 Coordinación de protecciones adaptativas ... 22

6.1.2 Grupo de Conexión 2 ... 25

6.1.2.1 Coordinación de protecciones adaptativas ... 26

6.1.3 Caso IEEE 13 Nodos ... 28

6.1.3.1 Protección con ajuste adaptativo ... 29

7 DISCUSIÓN ... 31

8 CONCLUSIONES ... 32

9 AGRADECIMIENTOS ... 33

10 REFERENCIAS ... 33

11 ANEXOS ... 35

(3)

11.1.1 Capacidad de corto trifásico mayor al monofásico, conexión 1 ... 35

11.1.2 Capacidad de corto monofásico mayor al trifásico, conexión 1 ... 37

11.2 Coordinación de protecciones grupo de conexión 1 ... 40

11.3 Flujo de carga y Cortocircuito grupo de conexión 2 ... 41

11.3.1 Capacidad de corto trifásico mayor al monofásico, conexión 2 ... 41

11.3.2 Capacidad de corto monofásico mayor al trifásico ... 45

11.4 Coordinación de protecciones grupo de conexión 2 ... 48

11.5 Flujo de Carga y Cortocircuito 13 Nodos ... 49

11.6 Coordinación de protecciones aplicada al 13 Nodos ... 52

Índice de Figuras

Figura 1 Modelo Inversor con control PWM ... 10

Figura 2 GD basada en inversores con modo de control de voltaje (a) y corriente (b) ... 11

Figura 3 Modelo GD para paneles solares... 11

Figura 4 Control del modelo GD para paneles ... 11

Figura 5 Modelamineto inversor para simulación en tiempo real ... 12

Figura 6 Modelamiento por impedancias de secuencia ... 12

Figura 7 Curva. Corriente vs Voltaje del generador inversor (sup), Potencia vs Voltaje del generador inversor (inf) ... 14

Figura 8 Metodología propuesta para relays adaptativos con IBGDS [2] ... 15

Figura 9Característica de los relevadores de tiempo inverso [10]... 17

Figura 10 Metodología de trabajo ... 18

Figura 11 Conexiones para el sistema de la prueba de concepto, Conexión 1 (izquierda), Conexión 2 (derecha)... 20

Figura 12 Aporte de corriente del IBGD para cada falla, Conexión 1 ... 22

Figura 13Coordinación de protecciones para el caso solo red ... 23

Figura 14 Coordinación de protecciones caso solo generador ... 24

Figura 15 Coordinación de protecciones caso red y generador ... 24

Figura 16 Voltaje en las fases cuando ocurre falla trifásica, monofásica y bifásica, Conexión 2 ... 26

Figura 17 Aporte de corriente del IBGD para cada falla, Conexión 2 ... 26

Figura 18 Coordinación de protecciones solo red ... 27

Figura 19Coordinación de protecciones caso solo generador ... 27

Figura 20 Coordinación de protecciones caso red y generador ... 28

Figura 21Esquema 13 Nodos con IBGD en N_692 ... 29

Figura 22 Curva TCC 13 Nodos (solo red) ... 30

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Índice de Tablas

Tabla 1 Modelos de Generadores basados en inversores ... 10

Tabla 2 Casos de capacidad de corto de la red para la prueba de concepto ... 20

Tabla 3 Voltajes y Corrientes. Caso a. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1 ... 35

Tabla 4 Voltajes y Corrientes. Caso b. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1 ... 35

Tabla 5 Voltajes y Corrientes. Caso c. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1 ... 36

Tabla 6 Voltajes y Corrientes. Caso d. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1 ... 37

Tabla 7 Voltajes y Corrientes. Caso a. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1 ... 37

Tabla 8 Voltajes y Corrientes. Caso b. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1 ... 38

Tabla 9 Voltajes y Corrientes. Caso c. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1 ... 39

Tabla 10 Voltajes y Corrientes. Caso d. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1 ... 39

Tabla 11 Voltajes y Corrientes. Caso a. falla 3f >1f. Grupo de conexión 2 ... 41

Tabla 12 Voltajes y Corrientes. Caso b. falla 3f >1f. Grupo de conexión 2 ... 42

Tabla 13 Voltajes y Corrientes. Caso c. falla 3f >1f. Grupo de conexión 2 ... 43

Tabla 14 Voltajes y Corrientes. Caso d. falla 3f >1f. Grupo de conexión 2 ... 44

Tabla 15 Voltajes y Corrientes. Caso a. falla 3f <1f. Grupo de conexión 2 ... 45

Tabla 16 Voltajes y Corrientes. Caso b. falla 3f <1f. Grupo de conexión 2 ... 46

Tabla 17 Voltajes y Corrientes. Caso c. falla 3f <1f. Grupo de conexión 2 ... 46

Tabla 18 Voltajes y Corrientes. Caso d. falla 3f <1f. Grupo de conexión 2 ... 47

Tabla 19 Voltajes y Corrientes del flujo de carga 13 nodos (red) ... 49

Tabla 20 Voltajes y Corrientes del flujo de carga 13 nodos (red + generador) ... 50

Tabla 21 Estudio de Corto 13 Nodos (solo red) ... 51

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RESUMEN

Si bien es cierto que la inclusión de generación distribuida trae consigo ventajas en los sistemas de distribución, también representa un resto en temas como puestas a tierra y protecciones, con respecto a la segunda se presenta debido a los cambios de flujos y también al ingreso de un nuevo aporte de cortocircuito. Este proyecto se enfoca en el diseño de la coordinación de protecciones, para ello se usa una técnica de protección adaptativas, que dicta dividir la coordinación en grupos de protecciones teniendo en cuenta las distintas configuraciones del sistema posibles, es decir, modo solo red, modo isla (solo generador), y modos red con generador conectados al mismo tiempo.

Otro factor importante a considerar es que los generadores basados en inversores poseen una corriente limite en falla, esto gracias a los semiconductores con los que están fabricados los inversores. Esto implica un gran cambio en las curvas de protección cuando se opera en modo isla, por otro lado se encontró que entre modo solo red y modo red con generador las curvas pueden no presentar cambio, esto dependiendo de la diferencia entre el aporte del generador y la red que generalmente es mucho mayor. Como trabajo futuro debe tenerse en cuenta no solo el inversor sino su control (por ejemplo con control de corriente las funciones de sobreccoriente se deben cambiar por funciones de sobrevoltaje o voltaje bajos)

ABSTRACT

It’s true that the inclusion of distributed generation brings advantages in distribution systems, also represents a radical on issues such as grounding and protection, with respect to the second arises due to changes in flows and also entry a new contribution of short circuit. This project focuses on designing the protection coordination, to do a technique of adaptive protection, which dictates divide coordination in groups of protection taking into account the different configurations possible of the system, ie only mode network, Island mode (generator only), and network with generator mode connected simultaneously.

Another important factor to consider is that investors based generators have a current limit in failure, this thanks to semiconductors that are manufactured to inverters. This implies a major shift in the protection curves when operating in island mode, on the other hand it was found that between only mode network and network generator mode curves can not make change, this depending on the difference between the contribution of the generator and the network is usually much higher. As future work not only investers but control should be considered (eg with current control overcurrents current functions should be changed to overvoltage or undervoltage)

(6)

1

INTRODUCCIÓN

Los sistemas de distribución están teniendo ciertos cambios, quizás el más relevante de ellos es el tema de la generación distribuida, el costo de generación a pequeña escala ha disminuido tanto de costos que hay ciertos usuarios que al nivel de tensión de distribución poseen generadores. En Colombia la generación se hace mediante generadores de gran capacidad conectados al STN, sin embargo se busca adicionar generación dispersa o distribuida de pequeña capacidad el nivel de tensión de distribución esto gracias a la ley 1715 de 2014. Los costos de transmisión, generación y comercialización pueden estar ya equiparados con generadores de pequeñas capacidades, además que las pérdidas y costos de transmisión disminuye significativamente con generación distribuida ya que estos se sitúan cerca a las cargas, para el dueño del generador otra ventaja es que puede vender la energía que le sobra.

Por otro lado la inclusión de este tipo de generadores en la red de distribución trae ciertas repercusiones en el tratamiento eléctrico del sistema, el primero de ellos es que el nodo o la subestación a la cual está conectada la red de distribución puede fallar, sin embargo si la generación distribuida es suficiente el sistema puede operar en modo isla, la segunda consecuencia es referente al estudio de corto circuito, al introducir generadores dentro de la red que es radial (típico en sistemas de distribución) el flujo de potencia en ciertas ramas no solo podría en un solo sentido (agua abajo) sino también en el sentido contrario dependiendo de los generadores que estén conectados, el tercer punto y que compete con este proyecto de grado es con respecto a las protecciones, al tener más generadores la corriente de corto va a tener un aumento pero también depende de cuantos estén encendidos es cada momento.

Existen tres tipo de generadores, los sincrónicos (más comunes), asíncronos y los basados en inversores, estos últimos usan conceptos de electrónica de potencia para convertir de corriente DC a AC, esto ha hecho posible la inclusión de energías renovables como la PV y eólica. Es necesario estudiar este tipo de generador ya que su comportamiento es distinto al de un generador con rotor, sin tener en cuenta que su corriente está limitada también por la tecnología de dispositivos semiconductores que utilizan.

2

OBJETIVOS

2.1 Objetivo General

Realizar, Diseñar y probar la coordinación de protecciones aplicando técnicas o estrategias adaptativas para sistemas de distribución con generación distribuida a base de inversores.

2.2 Objetivos Específicos

- Investigar y definir el modelamiento de los generadores basados en inversores

- Realizar estudio de cortocircuito previo al diseño de protecciones en un sistema

(7)

- Diseñar la coordinación de protecciones para un sistema de distribución en

generación distribuida basada en inversores

- Investigar, analizar y aplicar técnicas de ajuste adaptativo a la coordinación de

protecciones.

- Verifica o probar la estrategia de ajuste adaptivo aplicada

2.3 Alcance y productos finales

Como alcance del presente proyecto se tiene la entrega del documento final, que contenga el modelo de generador basado en inversor usado, a partir de este aplicar coordinación de protecciones a un sistema simple llamado prueba de concepto, esto para analizar el comportamiento de los generadores en el sistema y su aporte en corto. Por último aplicar lo anterior a un sistema más grande, teniendo en cuenta los conceptos de protecciones adaptativas y GD con inversores. Para resumir los productos finales son:

- Documento final de proyecto de grado y respectiva sustentación

- Entregable computacional de la prueba de concepto (sistema sencillo), y del sistema

escogido (IEEE 13 Nodes)

- Curvas TCC de las protecciones de los sistemas

3

DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO

Si bien es cierto que la generación distribuida es una oportunidad económica para la producción de energía eléctrica, además de incluir en mayor medida a la parte de la demanda, logrando que los usuarios sean más activos en influyentes en el mercado. Sin embargo para los ingenieros la inclusión de generadores en la red de distribución presente un reto y una oportunidad de trabajo, debido a que los flujos de potencia podrían dejar de ser unidireccionales dependiendo su ubicación, también la corriente de cortocircuito cambia, debido al aporte de los generadores. Otro punto a tratar es que en la actualidad no solo existen generadores sincrónicos sino también asíncronos, entre estos últimos los basados en inversores, para estos es necesario conocer su modelamiento, ya que su comportamiento en corto es distinto que un generador síncrono, esto variaría el estudio de corto y así mismo las protecciones del sistema.

(8)

4

MARCO TEÓRICO, CONCEPTUAL E HISTÓRICO

4.1 Marco Teórico

4.1.1 Generación Distribuida

Según EPRI generación distribuida es: “la utilización de tecnologías modulares de generación de pequeña capacidad, dispersas a lo largo del sistema de distribución”, esto implica que no hay un nivel de tensión especifico al cuál deba estar conectado un generador distribuido o disperso.

4.1.2 Generador basado en inversor

Existen generadores de inducción, síncronos y los basados en inversor, este último tipo de generadores usan conceptos de electrónica de potencia para lograr entregar energía AC, esto es lo que los diferencia de las maquinas rotativas de los generadores tradicionales. Un Inversor por su parte es el mecanismo por el cual se realiza la conversión de DC a AC, este tipo de tecnología se usa sobretodo en generación con paneles solares, en algunos centros de generación eólica y se está empezando a usar incluso en generadores a gasolina, también permite la inclusión de generación renovable como la solar e incluso la eólica.

4.1.3 Coordinación de Protecciones

Corresponde a la correcta selección de dispositivos o elementos de protección para un sistema eléctrico, con el objetivo de proteger la vida especialmente la humana, segundo para no comprometer el sistema en caso de falla o sobre corrientes y en tercer lugar para la protección de fallas. Para la selección de protecciones se tienen en cuenta los valores nominales de los equipos y los valores de cortocircuito, esto dentro del marco de las curvas TCC (Relacionan la corriente máxima de cierto equipo eléctrico con respecto al tiempo).

4.1.4 Modelamiento de corto circuito

4.1.4.1 Generadores Síncronos (Red)

El método convencional de cálculo de corriente de corto circuito es el que corresponde con las maquinas síncronas, existen cuatro tipos de fallas analizadas las cuales serán mostradas en esta sección. Los circuitos de impedancia cero, positiva y negativa es un método creado para facilitar el cálculo de las corrientes de corto en estos generadores y en el equivalente de red (se asumen líneas transpuestas), esto estaría incorrecto en redes de distribución pero al ser el equivalente es apropiado.

Falla trifásica o simétrica:

𝐼𝑓= 3𝑉𝑓

(9)

Falla monofásica: La línea que falla alimenta toda la corriente de falla y se asume que las líneas restantes tienen corriente 0

𝐼𝑓 = 3𝑉𝑓

𝑍0+ 𝑍++ 𝑍+ 3𝑍𝑓 𝑍0 , 𝑍+, 𝑍− 𝑠𝑜𝑛 𝑙𝑎𝑠 𝑖𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎𝑠 𝑡ℎ𝑒𝑣𝑒𝑛𝑖𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎

Falla línea línea:

𝐼𝑓 =

𝑉𝑓

𝑍++ 𝑍+ 𝑍𝑓 = 𝐼+ = −𝐼−

Falla línea línea tierra: La línea que no contiene la falla posee corriente 0

𝐼+ =

𝑉𝑓

𝑍++ 𝑍𝑓 + [

(𝑍+ 𝑍𝑓)(𝑍0+ 𝑍𝑓+ 3𝑍𝑔) 𝑍−+ 𝑍0+2+𝑍𝑓+ 3𝑍𝑔 ]

𝑍𝑔 𝑒𝑠 𝑙𝑎 𝑖𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎

Haga un resumen de las teorías y de los principios que involucró en el desarrollo del presente trabajo.

4.1.4.2 Generadores basados en inversores

Para este tipo de generadores aún no hay una forma estándar de estimar el aporte de cortocircuito, aún se realizan estudios y existen distintos modelos tal como está resumido en la tabla 1, las ecuaciones para estos generadores se ven restringidas por el modelo escogido, básicamente se tiene restricciones de potencia en la medida que los IGBTs o MOSFET que son dispositivos semiconductores que con cierta corriente se pueden dañar, generalmente la corriente máxima está entre 2 a 3 veces la corriente nominal (esto para cada fase) [1], adicionalmente estos equipos poseen una protección interna con este valor para evitar daños[2].

Otro factor de afecta el aporte de corto-circuito es el control con el que esté operando. En modo de control de voltaje, en caso de una falla el control trata de mantener el nivel de voltaje (pequeñas fluctuaciones) tal como en [2], y la corriente aumenta hasta el máximo. En modo de control de corriente, en un corto la corriente se mantiene estable (una pequeña fluctuación muy corta en tiempo) pero en cambio el voltaje se reduce notablemente tal como se muestra en [2]. Además típicamente en la salida de un inversor está conectado un condensador intermedio que se dimensiona para desvincular la dinámica del lado primario de la red [2].

Para analizar el aporte en sobre corriente especialmente en cortocircuito de los generadores basados en inversores, se recopilo la información encontrada en el siguiente esquema o tabla, en ella se presenta el modelo encontrado y las principales características:

(10)

Tabla 1 Modelos de Generadores basados en inversores

Modelo Ref Características Ventajas y

Desventajas

Figura 1 Modelo Inversor con control PWM

[3] Se presenta tres

modos de operación, por I, PV y PQ control, se puede notar que en estado

estacionario la PV presenta una estabilidad pobre pero para cierto rango de potencias

mantiene el voltaje.

En cortocircuito el control de PV aporta mayor corriente (5 veces la nominal en transitorio) seguido de PQ (4 veces), en cambio en el modo de control por I, la

corriente varía muy poco con respecto al estado estacionario.

-Un modelo completo del inversor y su control.

-Es bueno para

analizar estabilidad de voltaje en la

operación, frente a cambios en la carga.

-Se usa en la referencia para

observar el transitorio en un corto.

-La simulación es de tipo offline.

[2] Se tienen dos modos

de control, uno por corriente y otro por voltaje, en el modo de corriente el voltaje es ayudado por la red, por otro lado en modo de voltaje no se tiene

control sobre la

corriente.

En corto se puede

observar que la

componente de

secuencia negativa es

-Al conocer el

comportamiento en

cada modo de control, se sabe que el aporte de sobre corriente es distinto para cada uno, por tanto las coordinaciones

también lo serán.

-Es un modelo

dinámico donde se logra ver el aporte del

controlador en la

(11)

Figura 2 GD basada en inversores con modo de control de voltaje (a) y corriente (b)

mayor en el modo de control de corriente.

Cuando se encuentra

en operación el

control de corriente,

en un corto la

corriente no presenta una variación, pero el voltaje presenta un decremento

significativo

-Su simulación es de tipo offline

Figura 3 Modelo GD para paneles solares

Figura 4 Control del modelo GD para paneles

[4] Este modelo es

presentado para

parques PV’s, donde este se representa como una fuente de corriente. Se resalta de nuevo que el

controlador del

inversor es

importante para

conocer la operación del mismo, se nota nuevamente que en corto la corriente es limitada.

No genera corriente en secuencia cero durante fallas a tierra, está determinado más

por los

transformadores y

líneas.

-Se analiza la

contribución de cada módulo del control del inversor, tales como el

o inversor, el

controlador de

corriente, y la

modulación PWM.

-Como la mayoría de

los modelos es

dinámico y se pueden observar incluso los transitorios.

-Simulación

(12)

Figura 5 Modelamineto inversor para simulación en tiempo real

Figura 6 Modelamiento por impedancias de secuencia

[5] En [5] realizan un test

bench para el modelo

estudiado, lo que

indica que además de la simulación los datos son comparados con datos de laboratorio.

La separación en

secuencias (pos,neg y cero), es otra forma de ver el aporte de cortocircuito. Se pudo ver como en fallas a tierra no presenta aporte en secuencia cero (cuando la red está conectada).

También como en los casos anteriores la

corriente está

bastante limitada.

-Al realizar las pruebas

con equipos de

laboratorio, el

acercamiento a la realidad se ve mejor reflejado, además de que la comparación

con la simulación

offline da una pauta de la validación del modelo.

-No presenta un

estudio u análisis de operación en modo isla.

Corriente limitada, con P y Q

constantes

[6] Es una simplificación

de los transitorios del inversor,

aproximándose así al modelo en corto de los generadores

síncronos, ya que se

obtiene una

impedancia transitoria

y subtransitoria

(proveniente de la

parte real de la

impedancia compleja que representa al inversor).

La contribución de

corriente del

generador se

-Permite simulación

en modo tiempo real

tanto offline en

DSSim.

-Realiza una buena

aproximación al

aporte en corto

teniendo en cuenta la limitación de corriente de los inversores -No debe ser usado

para estudio de

(13)

encuentra en fase con la tensión (como en un inversor).

También como en los casos anteriores hay un límite de corriente

debido a los

semiconductores.

Otros modelos son muy parecidos a algunos de los observados en la tabla anterior, dichos modelamientos se basan en modelos dinámicos del inversor, para obtener los transitorios generados por el inversor tal como en [7] y [8], no se muestran debido a que el objetivo del proyecto de grado es realizar la coordinación de protecciones y no se hace necesario observar hasta el detalle de los transitorios. Sin embargo cabe resaltar que en [7] se realiza una simulación Real Time pero netamente en software MATLAB y PSCAD.

Teniendo en cuenta el propósito de este trabajo, se puede concluir que de los modelos analizados en la tabla 1 el más acertado a usar es el modelo 6, debido a la versatilidad del modo de simulación además como se nombró con anterioridad conocer el detalle de la onda en corto no es necesario para el estudio de corto circuito y así mismo tampoco lo es para realizar las protecciones, aunque si es importante conocer la contribución del aporte en corriente o potencia de los generadores inversores.

4.1.4.3 Modelo Generador Basado en inversor escogido

El modelo de generador escogido presenta ciertas características, que si bien es cierto se nombran en la tabla 1 es útil profundizar en ellas. En operación normal, es decir para un flujo de carga se tiene un P y un Q constantes, esto dentro de un rango de operación de voltajes aceptable. Sin embargo en un estudio de corto circuito, se debe tener en cuenta dos casos, si el voltaje en los bornes del generador inversor es inferior a cierto voltaje la corriente que entrega es la misma independientemente del voltaje, en otras palabras se satura; esta corriente tal como se ha nombrado depende de la capacidad de los semiconductores del inversor (2 a 3 veces la nominal), por ejemplo si el voltaje al cuál el generador entrega la misma corriente es 0.4 pu, por tanto la máxima corriente que puede entregar es el inverso, ósea 2.5 veces la corriente de operación nominal.

Para ilustrar de manera gráfica lo dicho anteriormente, se presentan las figura 7, la primer de ella describe el comportamiento de la corriente dependiendo del voltaje en el inversor, se puede notar como la corriente aumenta a medida que se disminuye el voltaje, y a partir de un voltaje mínimo la corriente se satura y no puede ser mayor, si un corto ocurriese justo

(14)

en el generador significa que la corriente va a ser la máxima (2.5 veces la nominal en caso de que el voltaje mínimo sea 0.4 pu). Por su parte la figura 8 muestra como el control de inversor funciona entregando potencia constante, si el voltaje disminuye la corriente aumenta, en el caso de que la corriente se sature, la potencia entregada empieza a disminuir debido a la disminución del voltaje pero en esta situación la corriente se mantiene constante en su máximo.

(15)

4.1.5 Protecciones Adaptativas

Con este término se hace referencia a que deben existir equipos de protección que cambien de curva de protección dependiendo de la operación del sistema, en sistemas de distribución al agregar generación distribuida que en el tiempo puede conectarse y desconectarse implica que el flujo de potencia cambie y así mismo el aporte de corto circuito, por tanto el dispositivo de protección debe adaptarse a esta situación. En [2] se presenta una metodología para relevadores de sistemas de distribución con generadores distribuidos basados en inversores (IBGDs) con control por voltaje y/o corriente, dicha metodología se expresa en la figura 8.

Figura 8 Metodología propuesta para relays adaptativos con IBGDS [2]

En resumen con este algoritmo se busca que el relevador cambie su curva de protección o su modo dependiendo de dos cosas, una es conocer la conexión de generación del sistema, conocer si se está operando en modo isla (sin red) o con red, la segunda es conocer el control con el cual está operando el IBGD, si en modo de control por voltaje o corriente. Dependiendo de esto se cambian los parámetros de los relevadores. Para efectos de este proyecto de grado se considera que el los IGBDs son únicamente controlados por potencia que también es un control existente que no se contempla en esta metodología, la justificación es porqué ese el modelo que maneja el software de simulación DS-Sim,

4.2 Marco Conceptual

 IEEE 242 Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and

(16)

Es un estándar de ANSI/IEEE que se especializa en protecciones, para el fin de este proyecto de grado, se revisó con mayor atención tres puntos el primero de ellos el cálculo de corrientes de corto circuito, segundo la sección de relevadores, y tercero la coordinación de sobre-corriente. De esta norma se puede resaltar lo siguiente:

1. Los relays o relevadores tienen distinto uso dependiendo de su función, ANSI define estás funciones con números (Tabla 22A), las funciones más útiles para el presente proyecto de grado son la 50 (Sobrecorrientes instantáneas), 51 (Sobrecorriente en el tiempo), 27 (Caídas de Tensión), 47 (Voltajes de Secuencias).

2. Así mismo a la función de relevador se le asocia un usó, esto a través de un sufijo (Tabla 22B), para este trabajo se resaltan G y GS (Protection falla a tierra), T (protección para transformador) y L (protección para alimentadores).

3. Cuando se usan relevadores con curvas de tiempo inverso, el intervalo de tiempo entre relevaores es generalmente 0.3-0.4 seg, debido a que el interruptor despeja la falla en 5 ciclos de onda (0.08s), tiempo de retraso del relevador (0.1s), y un factor de seguridad para la saturación del CT o errores de configuración (0.22s). Para curvas muy y extremadamente inversas el factor de tiempo es 0.355s.

 Los siguientes conceptos fueron usados para determinar las curvas TCC de protección y también para la coordinación:

pick up de sobre-corriente: es la corriente a partir de la cual se presenta una acción, que corresponde al valor que debe estar por encima de corriente nominal del sistema o equipo que se quiere proteger, con el fin de que la protección no operan en operación normal, el valor recomendado como máximo se calcula como 1.25 veces la corriente nominal.

time dial: Es la posición de restablecimiento del contacto móvil, es te valor modifica el tiempo de operación para cierta magnitud de corriente, haciendo una analogía es como la variación pendiente de la curva TCC.

Los relevadores tienen asociados una curva TCC la cual marca su operación, el método más usado es dónde el tiempo es inversamente proporcional a la magnitud de la corriente, Son cinco tipos de curvas, extremadamente inversa, muy inversa, inversa, moderadamente inversa y mínimo definido[10], su característica se puede apreciar en la siguiente imagen:

(17)

Figura 9Característica de los relevadores de tiempo inverso [10]

 Otras normas:

-IEEE C57.11 para transformadores -IEEE C37.96 para motores

-IEEE C37.2 para funciones

4.3 Marco Histórico

 Antecedentes externos

Para la realización del proyecto se tendrán en cuenta avances realizados recientemente en el tema de coordinación de protecciones para sistemas de distribución con generación distribuida a base de inversores (IBDGs). Los esquemas tradicionalmente usados para las protecciones no son suficientes para la detección de corriente de falla, además que los IBDGs a veces son incapaces de entregar la corriente de falla suficiente. [2]

Los esquemas de coordinación de protecciones adaptativas tienen algoritmos para la reconexión de generadores de distribución así como también de relés para los interruptores o protecciones, esto debido a que no se puede saber en qué momento un generador se conecte o estará operando y la impedancia de falla por tanto tampoco. [3][11]

 Antecedentes locales

Debido a la radicalidad de los sistemas de distribución y a su desbalance, el modelo clásico de una red de este tipo ha sido una fuente trifásica con protecciones sencillas en la red principal. Sin embargo actualmente los generadores distribuidos pueden resultar una solución más económica que seguir construyendo más generadores grandes, reforzar líneas para el transporte de energía entre otros factores, por esta razón los GDs. Por esta razón se requiere de ampliar el estudio de estos sistemas eléctricos y sobretodo las protecciones [12].

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Las protecciones adaptativas presentan una solución a la problemática planteada, ya que la confiabilidad aumenta, el tiempo de respuesta mejora y la selectividad del interruptor a operar es más correcta. Esto se considera como una evolución de las protecciones por tanto su estudio y validación son necesarias [13][14].

5

METODOLOGÍA DEL TRABAJO

La metodología de trabajo diseñada para el proyecto de grado es presentada en la figura 10, esta fue ideada basándose en tareas consideradas necesarias para la buena ejecución del proyecto, se tiene la revisión bibliográfica para entender los conceptos, el modelamiento de los generadores basados en inversor, la herramienta computacional usada y como abordar el problema. La segunda actividad clave es realizar el proceso de protecciones en un sistema sencillo para aplicar el concepto, la tercera fase es realizar las protecciones respectivas al sistema escogido el cuál es el 13 Nodos de IEEE.

Figura 10 Metodología de trabajo

5.1 Plan de trabajo

El desarrollo del proyecto de grado siguió las tareas que se nombran a continuación, cada uno con un tiempo asociado:

 Revisión Bibliográfica: Consulta o investigación de los conceptos de generación

distribuida, para el modelamiento de un generador basado con inversores, y también las protecciones para ellos, trayendo a colación protecciones adaptativas. Semana 1 a 5.

 Prueba de Concepto: En un sistema sencillo, realizar el proceso de selección de

protecciones aplicando adaptabilidad, teniendo en cuenta que para ello debe realizarse un estudio de flujo de carga y de corto circuito. Semana 5 a 10.

 Aplicar el trabajo en el sistema 13 Nodos: en el sistema estándar de la IEEE,

introducir un generador distribuido basado en inversores, realizar el procedimiento necesario para introducir protecciones adaptativas. Semana 10 a 13

(19)

 Análisis y Conclusiones: Corresponde a la recapitulación y documentación del trabajo realizado, con su respectivo análisis y conclusiones finales. Semana 13 a 16

Las reuniones semanales con el asesor de este proyecto y/o sus asistentes fueron programadas los lunes desde la semana 3 de 3:30 p.m. a 5:00 p.m. donde se trataron los temas de interés del proyecto, adicionalmente en este espacio se presentaban dudas o problemas a solucionar tanto a nivel conceptual como de software de simulación. También se presentó un informe de avance en la semana 11-12.

5.2 Búsqueda de información

La información bibliográfica fue obtenida gracias a las bases de datos de la biblioteca de la Universidad de los Andes, también se obtuvieron artículos con los temas de interés en IEEE Explore, además un artículo de la Universidad Nacional de Colombia (Manizales). La selección de información fue realizada con los conocimientos y criterios adquiridos a lo largo de la preparación académica del autor, así mismo de las contribuciones realizadas por el asesor del proyecto de grado y sus asistentes.

5.3 Alternativas de desarrollo

En principio para el desarrollo del proyecto de grado se planteó como única herramienta de software el uso de ETAP tanto para los flujos de carga, modelamiento de GD, estudio de corto-circuito, curvas de protección y su coordinación. Sin embargo se decidió cambiar la herramienta computacional de simulación para flujo de carga y cortocircuito, el software para estas tareas es DS-Sim, dejando así la tarea de diseñar las curvas de protecciones para realizarse en ETAP.

6

TRABAJO REALIZADO Y VALIDACIÓN

6.1 Prueba de Concepto

Con lo que se denomina prueba de concepto, se busca aplicar en un sistema sencillo protecciones adaptativas con presencia de IBGD, con el fin de realizar un análisis y entender el problema, sacando explicaciones a partir de los resultados y del proceso realizado luego se podría aplicar a cualquier sistema. El sistema propuesto está dividido en dos, uno donde el generador está cerca de la subestación principal y otro donde el generador se ubica cerca a la carga, pero los elementos son los mismos, tiene las siguientes características: opera a 13,8 kV, contiene solo una carga de 1 MW con fp= 0.9, la línea que llega a la carga tiene una longitud de 5000 ft y sus características eléctricas corresponden a la configuración 601 (del test feeder de IEEE 13 Nodos [15]), la línea con la que se conecta el generador es de 100 ft y posee la misma referencia, lo mismo sucede con la línea que conecta la red pero su longitud es muy corta 5 ft, el generador por su parte está diseñado para entregar la potencia que la carga necesita y el voltaje mínimo es 0.4 pu . Las conexiones de los dos sistemas para la prueba de concepto se presentan en la siguiente figura.

(20)

Figura 11 Conexiones para el sistema de la prueba de concepto, Conexión 1 (izquierda), Conexión 2 (derecha)

Para cada grupo de conexión se realizó un procedimiento para la obtención de resultados y poder analizar y sacar conclusiones de ellos, debido a que la capacidad de corto de un IBGD es poca, se analizaran cuatro escenarios, en el primero la red tendrá una capacidad de corto de 5 veces la capacidad nominal del transformador, y el cuarto escenario la red contará con una capacidad de corto muy grande, que puede considerarse infinita con respecto a la del generador. Cada caso es realizado dos veces ya que la capacidad de corto puede ser más grande la trifásica o la monofásica. Se espera que a medida que la capacidad de corto de la red sea más grande el voltaje en el generador aumente, esto por lo menos en el grupo de conexión 1. La siguiente tabla muestra los cuatro casos de capacidad de corto de la red respecto a la del generador.

Tabla 2 Casos de capacidad de corto de la red para la prueba de concepto

Capacidad de corto (3f>1f) Capacidad de corto (3f<1f) # veces respecto a la

capacidad nominal

Caso Trifásica (MVA) Monofásica (MVA) Trifásica (MVA) Monofásica (MVA) del IBGD

a 5.5 5 5 5.5 5

b 16.5 11 11 16.5 15

c 165 120 120 165 30

(21)

6.1.1 Grupo de Conexión 1

La simulación de cada uno de los casos para el grupo de conexión 1 contiene tanto el flujo de carga como el estudio de corto circuito, estos resultados se encuentran resumidos en el

anexo 11.1. Las siguientes figuras representan gráficamente los resultados obtenidos de

para los voltajes en caso de falla trifásica, monofásica y bifásica. Se muestran cuatro casos debido a que los resultados no dependen de si la capacidad de corto trifásico es mayor que la monofásica o viceversa. Cabe resaltar que en todos los casos la falla ocurre en el nodo de la carga.

La figura 12 muestra como a medida que la capacidad de corto de la red es mayor el voltaje en el nodo del generador es mayor, esto afecta la corriente entregada por el generador tal como se muestra en la figura 13. También se puede observar que en caso de falla monofásica o bifásica, la fase o fases sanas alcanzan un voltaje por encima de 1.05, por encima de la regulación y para mejorar este hecho es necesario realizar un estudio de puesta a tierra.

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 V OL TA JE E N PU F A SE

PUNTO DE FALLA RED-GENERADOR

FALLA TRIFASICA

a b c d 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 V O LT A JE E N P U F A SE A

PUNTO DE FALLA RED-GENERADOR

FALLA MONOFASICA A

a b c d 0 0.5 1 1.5 V O LT A JE E N P U F A SE B -C

PUNTO DE FALLA RED-GENERADOR

FALLA MONOFASICA

B-C

a b c d

(22)

Figura 12 Aporte de corriente del IBGD para cada falla, Conexión 1

6.1.1.1 Coordinación de protecciones adaptativas

Las protecciones fueron diseñadas a partir de los estudios de flujo de carga y de cortocircuito con capacidad de corto de la red del caso c, teniendo en cuenta la normatividad y conceptos descrita en el marco conceptual. A su vez se realizó la coordinación de las mismas la cual se puede apreciar con detalle en el anexo 11.2, se pueden apreciar las curvas TCC de los relés y el unifilar respectivo en ETAP. Las protecciones son adaptivas por lo cual se tienen tres grupos de protección, un primer grupo en el caso que el generador no se encuentre operando (solo red), un segundo grupo cuando se esté operando en conjunto red con generador, y un tercer grupo de protecciones en la situación en que se esté operando en modo isla.

A continuación se muestran las curvas TCC, se puede resaltar que en caso de operación de modo isla las curvas de protección deben ser muy inversas debido a que la corriente de corto es máximo 2.5 veces la corriente nominal. En cambio en el caso de solo red, y red con IBGD la protección de la carga se mantiene debido a que el aporte del generador no es significativo,

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 V OL TA JE PU F A SE A -B

PUNTO DE FALLA RED-GENERADOR

FALLA BIFASICA A-B

a b c d 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 V O LT A JE E N P U F A SE C

PUNTO DE FALLA RED-GENERADOR

FALLA BIFASICA C

a b c d 0 20 40 60 80 100 120

nominal trifasica monofasica bifasica

Corrie

n

te

(A)

Título del eje

Aporte de corriente del IBGD en cada falla

a

b

c

(23)

la protección del generador claramente debe mantenerse así mismo como la protección de la red (asociada a proteger un transformador).

Figura 13Coordinación de protecciones para el caso solo red

De las figuras 13,14 y 15 se puede observar que para el caso solo red y red con generador IBGD las curvas TCC de protección son las mismas y la máxima corriente en el nodo de la carga es muy similar, este hecho concuerda al recordar que un generador basado en inversores tiene grandes limitaciones de corriente y la red al tener una capacidad de corto grande con respecto al generador. Por otro lado cuando se opera en modo isla se presenta un cambio drástico en las curvas TCC, la corriente de corto del generador es pequeña al ser aproximadamente 2.5 veces la corriente de operación, se puede notar que la curva debe ser extremadamente inversa. Cada figura representa un grupo de protecciones al cuál los equipos de protección deben adaptarse de acuerdo al modo de operación del sistema en el momento dado, representando así la adaptabilidad de las protecciones para la correcta protección del sistema en caso de inclusión de IBGD. También se puede resaltar que las curvas cumplen con el criterio de discriminación para relés que es de 350 ms dictado en le IEEE 242.

(24)

Figura 14 Coordinación de protecciones caso solo generador

(25)

6.1.2 Grupo de Conexión 2

Se efectuó el mismo procedimiento aplicado para el grupo de Conexión anterior. Para ver

los resultados más completos remitirse al anexo 11.3. Al contrario que el caso anterior el

generador por estar cerca de la carga no posee la ayuda de la red, con lo cual se espera que el voltaje en el generador sea muy bajo, a consecuencia de ello, el aporte del generador en términos de corriente tienda a la corriente máxima y en términos generales la corriente de corto del IBGD sea mayor al grupo de conexión 1. La figura 16 muestra los voltajes obtenidos en la red, generador y en el punto de falla, por su parte en la figura 17 se divisa la corriente que aporta el generador en cada falla.

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

0 1 2 3 4

V O LT A JE E N P .U.

RED GENERADOR PUNTO DE FALLA

FALLA TRÍFASICA

a b c d 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

0 1 2 3 4

V OL TA JE E N PU F A SE A

RED GENERADOR PUNTO DE FALLA

FALLA MONOFASICA A

a b c d 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6

0 1 2 3 4

V O LT A JE F A SE B -C

RED GENERADOR PUNTO DE FALLA

FALLA MONOFASICA

B-C

a b c d

(26)

Figura 16 Voltaje en las fases cuando ocurre falla trifásica, monofásica y bifásica, Conexión 2

Figura 17 Aporte de corriente del IBGD para cada falla, Conexión 2

6.1.2.1 Coordinación de protecciones adaptativas

Los protecciones se diseñaron con los mismos criterios e igual procedimiento que para el grupo de conexión 1, los grupos de protección son los mismos y el análisis es igual, solo cambian algunas curvas TCC debido a la configuración del sistema, para ver las protecciones

escogidas remitirse al anexo 11.4. Las siguientes figuras muestran en resumen las curvas

TCC de protección del sistema, el análisis es similar al grupo de conexión 1. Se aclara que en la figura 20 no basta con la curva TCC mostrada esta solo aplica cuando la corriente fluye aguas abajo, sin embargo si ocurre una falla en el nodo del generador existe una curva que aplica para aguas arriba ya que la red aportaría en ese sentido, por eso el relé debe ser multifunción y ser capaz de detectar dirección de la corriente.

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

0 1 2 3 4

V O LT A JE P. U. F A SE A -B

RED GENERADOR PUNTO DE FALLA

FALLA BIFASICA A-B

a b c d 0 0.5 1 1.5

0 1 2 3 4

V O LT A JE E N P U F A SE C

RED GENERADOR PUNTO DE FALLA

FALLA BIFASICA C

a b c d 0 20 40 60 80 100 120

nominal trifasica monofasica bifasica

Corrie

n

te

(A)

falla

Aporte de corriente del IBGD en cada falla

a

b

c

(27)

Figura 18 Coordinación de protecciones solo red

(28)

Figura 20 Coordinación de protecciones caso red y generador

6.1.3 Caso IEEE 13 Nodos

Se escogió el sistema IEEE 13 Nodos [11] para aplicar protecciones adaptativas en presencias de generación distribuida basada en inversores, este sistema es escogido debido a que es un sistema estándar el cuál se ha analizado previamente, se tiene que las características relevantes de son que opera en 4.16kV, posee una transformador de 4.16 a 480 en una de sus ramas y además es altamente desbalanceado.

Se tienen referencias donde al sistema escogido se le ha agregado generación distribuida

como en [12], en el que se agrega 1 MW de GD en el nodo 684. Por su parte y debido a que el objetivo de este proyecto se enfoca en las protecciones, se decidió colocar un IBGD de 1 MW en el nodo 692, logrando así que la protección deba cambiar su curva de protección dependiendo de si el generador está o no conectado, adicional a ellos el flujo de potencia deja de ser unidireccional y se convierte en bidireccional y depende, por ejemplo si el generador esta desconectado el flujo de potencia es de 671-692, pero si el generador se conecta entonces la potencia iría de 692-671, hecho que modifica las protecciones. Este sistema fue escogido ya que cuenta con un equipo de protección, un reconectador entre el nodo 671 y el 672, este dispositivo corresponde al que se centra el ajuste adaptativo. En la figura 21 se presenta el esquema en DSSim del sistema 13 Nodos con el IGBD escogido.

(29)

Figura 21Esquema 13 Nodos con IBGD en N_692

Al agregar el generador escogido se pueden tener dos casos de operación del sistema, uno es el caso donde el generador este fuera de funcionamiento lo cual indica que el único aporte en corriente es la red, ósea que se deben obtener resultados similares al test de la IEEE en [15] y [16], se tiene el segundo modo de configuración que contempla el caso en que tanto la red como el generador se encuentran operando. Por tanto cada modo operación debe contar con una curva de protección aplicando la técnica de ajuste adaptativo (por grupos de curvas TCC).

En [16] se encuentra la capacidad de corto del sistema, donde la corriente trifásica 13.7kA con ángulo 80.89 y la corriente monofásica es 10.95kA con ángulo 84.06, estos parámetros fueron ingresados en la simulación para obtener el estudio de corto, de estos se obtuvo la corriente máxima necesaria para la escogencia de las protecciones, también se realizó el flujo de carga con el fin de conocer las corrientes de operación, para este caso se tomó el

valor máximo de carga. En el anexo 11.5 se muestran los resultados de estudio de corto de

los 13 nodos para cada nodo, así como también el flujo de carga.

6.1.3.1 Protección con ajuste adaptativo

El reconectador del sistema 13 Nodos cuenta con una curva para proteger una falla en los nodos N_692 y N_675, al incluir el IBGD el flujo cambia de sentido debido a la capacidad del generador, por tanto la protección ahora debe ser bidireccional. En el caso de solo red la protección es la que se tiene inicialmente, mientras que al entrar en funcionamiento el

(30)

generador en el flujo de carga la corriente va en sentido contrario al caso anterior. Analizando las fallas se puede decir que al ocurrir un corto en N_692 la corriente sobre el reconectador va en sentido 671-692 por la corriente que proviene de la red, en cambio asumiendo una falla en 671 la corriente sobre el equipo de protección iría en sentido 692-671 alimentado por el generador. Teniendo en cuenta estas consideraciones se presentan las curvas TCC diseñadas para cada configuración (solo red, red con generador).

Figura 22 Curva TCC 13 Nodos (solo red)

La figura 22 es la curva TCC para relé del reconectador, esta curva de protección corresponde para cuando en la configuración del sistema solo funciona la red, mientras que la figura 23 muestra las curvas de protección para el 13 Nodos cuando se conecta el generador a las red, la curva con nombre “relay1Inverse “ es la curva del relé en sentido inverso que actúa en caso de falla en nodos anteriores al reconectador, por tanto este tiene dos curvas asociadas, con el fin de proteger los nodos n_692 y n_675 de la corriente de la red, y para aislar el generador de cualquier falla en nodos aguas arriba de él. En pocas palabras así actuarían las protecciones adaptativas en este sistema y la respectiva

(31)

coordinación (reconectador, protección del generador). En el anexo 11.6 se encuentra un detalle más de la descripción de las curvas de los relés para la coordinación.

Figura 23 Curvas TCC y coordinación. 13 Nodos (Red e IBGD)

7

DISCUSIÓN

En este trabajo se presenta las curvas TCC aplicando una técnica adaptativa, esta condición de adaptabilidad se debe a la inclusión de generación distribuida, las protecciones diseñadas están basadas en una técnica por grupos de protección donde cada grupo se aplica dependiendo de la configuración del sistema (solo red, red y generación, solo generador para la prueba de concepto). Para lograr un buen diseño de las curvas de protección se debe realizar un estudio de corto circuito previo, al cual debe prestarse principal atención debido a que se quiere estudiar la inclusión de generadores basados en inversores en los sistemas de distribución debido a su limitación en la capacidad de entregar corriente. Este proyecto contempla inversores controlados por corriente, por tanto se propone como trabajos futuros hacer la revisión del estudio de corto para otro tipo de inversores como controlados por corrientes.

(32)

DSSim es un software de simulación de sistemas eléctricos, en este programa se realizó las simulaciones necesarias para obtener los flujos de carga la información correspondiente a los flujos de carga, los estudios de corto y también para corroborar por medio de simulación la operación de los relés. Por otra parte se recurrió a ETAP para gráficas las curvas TCC de protección, cabe aclarar que en este programa no se realizó ninguna simulación de carácter eléctrico, las curvas diseñadas en ETAP se traspasaron a DSSim con el archivo respectivo para la verificación de la acción y los tiempos de acción.

El sistema llamado prueba de concepto se planteó para adquirir los conocimientos y entender conceptualmente como es el cambio de las curvas de protección con presencia de IBGD, por tanto se realizó el flujo de carga y estudio de corto respectivo, también con el fin de mostrar de manera directa el aporte de este tipo de generadores a falla. Luego en el sistema 13 Nodos se efectuó un proceso similar y aplicando lo aprendido a un caso más real.

8

CONCLUSIONES

 La inclusión de IBGD(Generación Distribuida Basada en inversores) en el sistema de

distribución presenta una manera de suplir energía por una fuente de propiedad de un usuario, sin embargo es necesario analizar el impacto de esto generadores en las protecciones, si bien es cierto la capacidad de corto de este tipo de generadores es pequeña (2 a 3 veces) debido a los semiconductores usados en los inversores, aun así pueden afectar la cantidad de corriente de corto en ciertos nodos del sistema.

 En la mayoría de casos la capacidad de corto de la red es mucho mayor a la del IBGD

(20 veces o más), en este trabajo se pudo constatar que en esos casos las protecciones donde opera solo la red funcionan para cuando se tiene presencia de red y generador al tiempo, esto puede significar un ahorro de inversión. Sin embargo cabe la aclaración de que si el sistema puede operar en modo isla las curvas cambian drásticamente, ya que están deben ser volverse más inversas debido a la corriente de falla de los IBGDs. En caso de que un generador sea grande y/o la capacidad de corto circuito de la red sea menor a 10 veces si es necesario cambiar las curvas de protección para todos los tipos de configuración de alimentación del sistema.

 Para la implementación de protecciones adaptativas es necesario un canal de

comunicación con el dispositivo de protección (relevador), esto con el sentido de poder enviarle la configuración de fuentes del sistema y que el automáticamente configure la curva TCC apropiada para cada configuración.

 Como trabajo futuro se puede hacer un análisis similar al realizado pero incluyendo

una etapa de control (voltaje y corriente) al IBGD para entender la implicación de aplicar esta etapa de control nombrada en el aporte de corto del generador y por tanto así de las protecciones.

(33)

9

AGRADECIMIENTOS

A mis padres Gustavo Granados y Francia García quienes me dieron la vida y me han apoyado incondicionalmente a lo largo de ella, y que gracias a su educación y sacrificios me han sacado adelante a pesar de las adversidades y condiciones económicas.

Al profesor Gustavo A. Ramos López por su colaboración, acompañamiento y enseñanzas dadas no solo para este proyecto de grado sino también a lo largo de la carrera, de él obtuve no solo conocimientos académicos sino también de ética profesional.

A Miguel Hernández y David Celeita que estuvieron dispuestos a la entera colaboración para con el proyecto de grado.

A mis compañeros que estuvieron batallando durante estos semestres, por último quiero hacer un reconocimiento especial a un grupo de amigos, con los cuales se trabajó arduamente y fueron de grata compañía y felicidad, entre ellos: José Pestana, Cristian Castellanos, Sebastián Cárdenas, Sebastián Parra, Andrés León, Camilo Sarmiento, Jorge Malo y otros.

10

REFERENCIAS

[1] C. J. Mozina, “Impact of green power generation on distribution systems in a smart grid,” in Proc. IEEE/PES PSCE, Mar. 2011, pp. 1–8.

[2] Mohammed A. Haj-ahmed, and Mahesh S. Illindala, “The Influence of Inverter-Based DG’s and Thier Controllers on Distribution Network Protection” in IEEE

TRANSACTIONS ON INDUSTRY APPLICATIONS, VOL. 50, NO. 4, JULY/AUGUST 2014.

[3] Petean Daniel, Vieira José, Machado Carlos.“Influence of Inverter-Based Distributed Generator Interface Control on the Performance of Power Distribution Systems” IREP Symposium – Bulk Power System Dynamics and Control, Agosto 1-6 de 2010.

[4] Behnke Michael, Ellis Abraham, “Contribution of Photovoltaic Power Generation Systemas to AC Short Circuits – a Survey of Current Modeling Practices and Challenges”, 2013, IEEE.

[5] E. Muljadi, M. Singh, R. Bravo, V. Gevorgian, “Dynamic Model Validation of PV Inverters UNder Short-Circuit Conditions”, 2013 IEEE Green Technologies

Conference..

[6] Manual de Open DSS (EPRI), Sección: Generator Power models.

[7] N. Rajaei, M. H. Ahmed, and M. M. A. Salama, R. K. Varma, “Analysis of Fault

(34)

[8] Dave Turcotte, Farid Katiraei, “Fault Contribution of Grid-Connected Inverters”,

Octubre 2009, Quebec-Canadá, IEE ELECTRICAL POWER CONFERENCE.

[9] IEEE Industry Applications Society, “Recomended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems”, ANSI/IEE Std 242 (1986)

[10] Castaño R. Samuel, “Proteccción de Sistemas Eléctricos”, Universidad Nacional de Colombia (Manizales), 2003

[11] Choi Joon-Ho, Nam Soon-Ryul, Nam Hae-Kon, Kim Jae-Chul ,"Adaptive Protectio Schemes of Distributed Generation at Distribution Network for Automatic Reclosing and Voltage Sags", 2008 –ICSET

[12] Contreras Castro Andrés Felipe, "Protecciones Eléctricas de Sobrecorriente Adaptativas para Sistemas de Distribuación con generación Distribuida", 2011 - Universidad de los Andes

[13] Pardo Sierra Julián David, "Protecciones Adaptativas para la Operación en isla de Generación Distribuida: Diseño básico de infraestructuras Eléctrica y de

Telecomunicaciones", 2012 Universidad de los Andes.

[14] Montoya Salazar Luis Alejandro, “Validación de protecciones adaptativas por medio de simulación en tiempo real", 2012 Universidad de los Andes

[15] Distribution System Analysis Subcommittee, “IEEE 13 Node Test Feeder”, IEEE POWER ENGINEERING SOCIETY.

[16] Distribution System Analysis Subcommittee, “IEEE Test Feeder System Impedances for Short Circuit Studies”, IEEE POWER ENGINEERING SOCIETY.

(35)

11

ANEXOS

11.1 Flujo de Carga y Cortocircuito grupo de conexión 1

11.1.1 Capacidad de corto trifásico mayor al monofásico, conexión 1

A continuación para cada caso de la tabla 2 se muestran dos tablas de resultados, haciendo la aclaración que es para cuando la capacidad de corto trifásico es mayor al monofásico, en la primera se puede ver los respectivos voltajes en cada nodo para el flujo de carga

(nominal) y para cuando se presenta las distintas clases de fallas en el nodo de la carga, en la segunda tabla del caso correspondiente se muestra la corriente del flujo de carga y de corto.

Tabla 3Voltajes y Corrientes. Caso a. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1

voltaje pu

falla Nodo a b c

nominal red-genera 1.085 1.086 1.085

punto falla 1.088 1.088 1.088

3 fa red-genera 0 0 0

punto falla 0.021 0.018 0.022

1 fa red-genera 0 1.152 1.193

punto falla 0.027 1.146 1.19

2 fa red-genera 0 0 1.214

punto falla 0.026 0.019 1.21

2 l-l red-genera 0.351 0.351 1.139

punto falla 0.361 0.34 1.144

corriente linea [A]

falla fuente a b c

nominal li gen 47.84 47.837 47.843

li red 0.64742 0.64742 0.6296

3 fa li gen 67.134 56.558 66.329

li red 221.32 221.93 220.86

1 fa li gen 62.535 44.696 53.596

li red 198.26 9.6347 8.1575

2 fa li gen 81.415 36.45 49.868

li red 216.36 208.45 7.3822

2 l-l li gen 92.611 41.44 46.648

li red 167.61 226.35 5.5809

Tabla 4Voltajes y Corrientes. Caso b. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1

voltaje pu

falla Nodo a b c

(36)

punto falla 1.086 1.086 1.086

3 fa red-genera 0 0 0

punto falla 0.055 0.052 0.059

1 fa red-genera 0 1.282 1.326

punto falla 0.059 1.264 1.313

2 fa red-genera 0 0 1.347

punto falla 0.058 0.049 1.335

2 l-l red-genera 0.449 0.449 1.139

punto falla 0.467 0.435 1.143

corriente linea [A]

falla fuente a b c

nominal li gen 47.976 47.976 47.98

li red 0.7245 0.72516 0.70786

3 fa li gen 74.059 62.99 71.43

li red 643.33 644.24 638.81

1 fa li gen 65.35 42.014 45.924

li red 426.43 9.0215 4.7698

2 fa li gen 83.324 49.517 42.948

li red 591.73 571.17 9.2932

2 l-l li gen 97.58 33.266 45.619

li red 520.77 599.03 2.1223

Tabla 5Voltajes y Corrientes. Caso c. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1

voltaje pu

falla Nodo a b c

nominal red-genera 1.082 1.083 1.082

punto falla 1.085 1.085 1.085

3 fa red-genera 0 0 0

punto falla 0.362 0.36 0.385

1 fa red-genera 0 1.305 1.317

punto falla 0.423 1.171 1.2

2 fa red-genera 0 0 1.333

punto falla 0.387 0.37 1.217

2 l-l red-genera 0.53 0.53 1.081

punto falla 0.633 0.592 1.087

corriente linea [A]

falla fuente a b c

nominal li gen 48.048 48.05 48.048

li red 0.76667 0.76705 0.75044

3 fa li gen 71.848 64.341 68.9

li red 4557.1 4537.1 4328.9

(37)

li red 3002.6 5.4999 5.6484

2 fa li gen 80.396 54.174 45.351

li red 4202.6 4111.6 6.5936

2 l-l li gen 88.535 41.95 47.902

li red 3965 4044.6 1.615

Tabla 6Voltajes y Corrientes. Caso d. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1

voltaje pu

falla Nodo a b c

nominal red-genera 1.082 1.082 1.082

punto falla 1.085 1.085 1.085

3 fa red-genera 0 0 0

punto falla 0.934 0.934 0.952

1 fa red-genera 0 1.396 1.354

punto falla 0.992 1.085 1.089

2 fa red-genera 0 0 1.34

punto falla 0.955 0.947 1.088

2 l-l red-genera 0.529 0.528 1.072

punto falla 0.975 0.963 1.085

corriente linea [A]

falla fuente a b c

nominal li gen 48.058 48.059 48.058

li red 0.77116 0.77157 0.75497

3 fa li gen 60.649 59.675 58.595

li red 12117 11974 10526

1 fa li gen 54.37 47.811 48.832

li red 6995.2 14.447 13.72

2 fa li gen 59.895 56.933 48.41

li red 11155 11036 3.9103

2 l-l li gen 58.911 55.36 48.056

li red 10812 10821 2.9856

11.1.2 Capacidad de corto monofásico mayor al trifásico, conexión 1

A continuación para cada caso de la tabla 2 se muestran dos tablas correspondientes al voltaje y a la corriente en flujo de carga (nominal) y de corto para cada tipo de falla, esto es para cuando la capacidad de corto monofásico es mayor a la trifásica.

Tabla 7Voltajes y Corrientes. Caso a. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1

voltaje pu

falla Nodo a b c

(38)

red-genera 1.088 1.088 1.088

3 fa punto falla 0 0 0

red-genera 0.019 0.016 0.021

1 fa punto falla 0 1.048 1.091

red-genera 0.032 1.042 1.089

2 fa punto falla 0 0 1.047

red-genera 0.03 0.023 1.04

2 l-l punto falla 0.414 0.414 1.059

red-genera 0.421 0.407 1.064

corriente línea [A]

falla fuente a b c

nominal li gen 47.823 47.82 47.822

li red 0.63748 0.63731 0.61899

3 fa li gen 66.173 55.727 65.481

li red 201.4 202.2 201.11

1 fa li gen 63.829 46.893 60.571

li red 221.51 12.81 13.558

2 fa li gen 86.248 31.912 60.18

li red 216.67 209.53 14.92

2 l-l li gen 96.105 35.399 49.101

li red 144.59 213.66 6.4352

Tabla 8Voltajes y Corrientes. Caso b. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1

voltaje pu

falla Nodo a b c

nominal punto falla 1.192 1.199 1.3

red-genera 1.195 1.201 1.303

3 fa punto falla 0 0 0

red-genera 0.036 0.033 0.045

1 fa punto falla 0 1.114 1.133

red-genera 0.095 1.118 1.128

2 fa punto falla 0 0 1.069

red-genera 0.136 0.126 0.325

2 l-l punto falla 0.634 0.634 1.27

red-genera 0.641 0.633 1.273

corriente línea [A]

falla fuente a b c

nominal li gen 43.934 39.843 36.384

li red 5.6764 6.4215 15.671

(39)

li red 417.56 394.54 477.04

1 fa li gen 73.57 26.655 59.549

li red 643.76 22.415 19.199

2 fa li gen 96.98 29.734 64.115

li red 732.81 641.67 51.651

2 l-l li gen 102.78 31.021 34.579

li red 304.46 386.39 14.541

Tabla 9Voltajes y Corrientes. Caso c. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1

voltaje pu

falla Nodo a b c

nominal punto falla 1.082 1.083 1.082

red-genera 1.085 1.085 1.085

3 fa punto falla 0 0 0

red-genera 0.283 0.287 0.318

1 fa punto falla 0 1.086 1.105

red-genera 0.509 0.984 1.007

2 fa punto falla 0 0 1.069

red-genera 0.446 0.43 0.879

2 l-l punto falla 0.535 0.535 1.076

red-genera 0.605 0.574 1.082

corriente línea [A]

falla fuente a b c

nominal li gen 48.044 48.045 48.044

li red 0.76488 0.76524 0.74857

3 fa li gen 72.486 65.588 69.415

li red 3608.6 3621.8 3519

1 fa li gen 67.241 48.707 61.478

li red 3597 1.4909 16.194

2 fa li gen 87.887 45.02 66.447

li red 3677.6 3589.3 19.67

2 l-l li gen 91.944 38.534 48.091

li red 3143.5 3228.6 1.5774

Tabla 10Voltajes y Corrientes. Caso d. falla 3f >1f. Grupo de conexión 1

voltaje pu

falla Nodo a b c

nominal punto falla 1.082 1.082 1.082

red-genera 1.085 1.085 1.085

3 fa punto falla 0 0 0

(40)

1 fa punto falla 0 1.39 1.349

red-genera 0.996 1.08 1.085

2 fa punto falla 0 0 1.337

red-genera 0.953 0.944 1.082

2 l-l punto falla 0.529 0.529 1.072

red-genera 0.971 0.958 1.085

corriente línea [A]

falla fuente a b c

nominal li gen 48.058 48.059 48.058

li red 0.77114 0.77155 0.75495

3 fa li gen 61.275 60.241 59.061

li red 12029 11889 10464

1 fa li gen 54.225 47.971 49.125

li red 7023.6 14.396 13.767

2 fa li gen 60.275 57.126 48.722

li red 11084 10963 3.653

2 l-l li gen 59.396 55.684 48.055

li red 10733 10743 168.3

11.2 Coordinación de protecciones grupo de conexión 1

- Esquema Unifilar usado en ETAP

(41)

A continuación se muestra un resumen de la coordinación, al tabla muestra los respectivos valores principales de los relés usados para el grupo de conexión 1 cuando la configuración del sistema solo opera la red. En la imagen se muestra la curva correspondiente a cada relé y su respectiva curva de protección, también se muestran las curvas del cable, la corriente plena de la carga y la curva a proteger el transformador en la red en caso de que hubiera. También se puede decir que las funciones de relés es 51 ya que corresponde a sobrecorriente además se observa que se cumple con la discriminación que recomienda la IEEE 242.

 Solo red

Elemento Relay Proveedor Continuos [A]

Interruping

[kA] Time Dial

Tensión [kV]

Carga 1 EATON 50 5.9 0.09 13.8

Cable 1 3 EATON 50 7.1 2.48 13.8

Transformador

1 5 EATON 60 9 4.91 13.8

 Solo generador

Elemento Relay Proveedor Continuos [A]

Interruping

[kA] Time Dial

Tensión [kV]

Carga 1 EATON 50 0.13 0.02 13.8

Cable 1 3 EATON 50 0.16 0.16 13.8

GD inversor 1 2 ALSTOM 56.4 0.27 0.09 13.8

 Red y generador

Elemento Relay Proveedor Continuos [A]

Interruping

[kA] Time Dial

Tensión [kV]

Carga 1 EATON 50 5.9 0.09 13.8

Cable 1 3 EATON 50 7.1 2.18 13.8

Transformador

1 5 EATON 60 9 4.91 13.8

GD inversor 1 2 ALSTOM 56.4 0.27 0.09 13.8

11.3 Flujo de carga y Cortocircuito grupo de conexión 2

11.3.1 Capacidad de corto trifásico mayor al monofásico, conexión 2

Las siguientes tablas muestran los mismos resultados del anexo 11.1 pero aplicados al grupo de conexión 2

Tabla 11 Voltajes y Corrientes. Caso a. falla 3f >1f. Grupo de conexión 2

voltaje pu

Figure

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Referencias

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