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TESIS DE MAESTRIA

ANÁLISIS EN MICRORREDES:

Estrategias de Coordinación de Protecciones Inteligentes

Juan Antonio Ocampo Wilches

Universidad Nacional de Colombia, sede Manizales

Facultad de Ingeniería y Arquitectura

Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Computación Manizales, Colombia

2019

ANÁLISIS EN MICRORREDES: Estrategias de Coordinación de Protecciones

Inteligentes

Autor:

Juan Antonio Ocampo Wilches

Trabajo de grado presentada como requisito para optar al título de:

Magister en Ingeniería - Ingeniería Eléctrica

Directores: Ph.D. Eduardo Antonio Cano Plata

Ph.D. Armando Jaime Ustariz Farfán

Universidad Nacional de Colombia, sede Manizales

Facultad de Ingeniería y Arquitectura

Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Computación Manizales, Colombia

2019

AGRADECIMIENTOS

A mi familia que siempre cree en mí y ha sido mis alas para hacerme llegar más

lejos de lo que he podido soñar, a Laura por su acompañamiento incondicional, y su

paciencia infinita.

A mis tutores, quienes me formaron como profesional y sobre todo como persona, y a

mis compañeros de grupo, por su apoyo en todo el proceso.

A Pablo, Mateo y Ana, quienes fueron esos brazos extras para cumplir con las

tantas tareas necesarias en este proceso, y por cubrirme en mis expediciones. A mis

amigos, quienes siendo mi segunda familia toleraron mis ausencias y aun hoy están

ahí para recoger los frutos de este sueño.

RESUMEN

En el siguiente trabajo de grado, se presenta el desarrollo de una herramienta educativa para la

enseñanza de protecciones. Para construir esta herramienta, se realiza un estudio de las diferentes

estrategias de protección que se implementan en la actualidad en la red eléctrica, en la medida

que se introducen nuevas configuraciones de generación, como son las microrredes con

enfoques más autónomos y adaptativos. Con este estudio se busca dar una visión general del

estado del arte, las problemáticas del modelado e implementación de las protecciones, y la

definición de nuevas estrategias de coordinación, que se adapte de forma autónoma e inteligente

en la medida que la red eléctrica varia su configuración. Esta herramienta permitirá entrenar al

personal de las diferentes instituciones del sector eléctrico, en el uso de las diferentes funciones

de protección y su implementación.

El documento está compuesto por siete capítulos, en un primer capítulo del documento se realiza

una descripción de cuál fue la motivación para realizar este trabajo, una definición de los

objetivos que se buscaba afrontar con este trabajo de grado, y una descripción del documento

general.

Con el fin de contextualizar el problema que se busca estudiar, en el segundo capítulo, se definen

las características que debe satisfacer la coordinación de protecciones y la problemática actual

causadas por la inclusión masiva de generación distribuida. En este mismo capítulo, se presenta

la metodología de investigación planteada durante el desarrollo de este trabajo de grado, y la

evolución de los elementos de prueba para estudiar la respuesta de las protecciones.

En el tercer capítulo, se exponen las diferentes funciones de protección modeladas por el autor,

exponiendo la lógica implementada en cada modelo y los beneficios que representa, dando una

descripción de sus características, mostrando la interfaz desarrollada y los parámetros solicitados

a los usuarios.

Definidos los modelos de las funciones de protección, en el cuarto capítulo, se hace una

descripción de la implementación en software de algunas de las componentes fundamentales que

no habían sido descritas con anterioridad y que son fundamentales para implementar los

modelos de protección.

El quinto capítulo recopila las redes de prueba, implementadas para evaluar la respuesta de las

protecciones, ante los ambientes de falla influenciados por la generación distribuida y la presencia

de microrredes, incluyendo los resultados obtenidos al evaluar la respuesta de las diferentes

estrategias de protección.

En el sexto capítulo, se presenta el desarrollo de las pruebas en hardware de algunas de las

funciones modeladas, implementadas en una red eléctrica educativa, para evaluar su respuesta y

proporcionar una nueva herramienta para ilustrar y enseñar a las nuevas generaciones de

ingenieros electricistas y capacitar al personal relacionado con este campo de acción.

Por último, el séptimo capítulo del documento recopila las conclusiones que se obtuvieron

durante la investigación y se definirá cual es el trabajo futuro que se busca emprender para darle

continuidad a la línea de investigación.

Palabras clave: coordinación de protecciones, sistemas de distribución, generación distribuida,

microrredes, redes inteligentes, educación, prototipado.

CONTENIDO

AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................................ 3

RESUMEN ............................................................................................................................................... 4

LISTA DE FIGURAS .......................................................................................................................... 10

LISTA DE TABLAS ............................................................................................................................. 13

LISTA DE ACRONIMOS .................................................................................................................. 14

CAPÍTULO 1 ......................................................................................................................................... 15

1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................... 16

Identificación del problema ............................................................................................................. 16

1.3. Motivación e interés por el tema ......................................................................................... 17

1.4. Objetivos de la investigación ............................................................................................... 17

Objetivo general ............................................................................................................................ 17

Objetivos específicos .................................................................................................................... 17

1.5. Metodología ........................................................................................................................... 18

1.6. Aportes.................................................................................................................................... 18

1.7. Estructura del documento.................................................................................................... 19

CAPÍTULO 2 ......................................................................................................................................... 20

CONSIDERACIONES GENERALES ............................................................................................ 20

2. CONSIDERACIONES GENERALES................................................................................... 21

2.2. Principios básicos de la coordinación de protecciones .................................................... 21

2.2. Influencia de la generación distribuida en la coordinación de protecciones ................ 22

2.3. Metodología de investigación .............................................................................................. 23

Modelado de protecciones ........................................................................................................... 24

Modelado de la red de prueba ..................................................................................................... 26

Implementación protecciones hardware ................................................................................... 28

2.4. Resumen del Capitulo ........................................................................................................... 29

CAPÍTULO 3 ......................................................................................................................................... 30

MODELOS DE PROTECCIÓN IMPLEMENTADOS .............................................................. 30

3. MODELOS DE PROTECCIÓN IMPLEMENTADOS ..................................................... 31

3.1. 50/51 - Relé de sobrecorriente de tiempo inverso e instantáneo .................................. 32

3.2. 50/51 - Relé de sobrecorriente de tiempo inverso e instantáneo asistido por

comunicaciones .................................................................................................................................. 34

3.3. 67 - Relé direccional de sobrecorriente .............................................................................. 35

3.4. 67 - Relé direccional de sobrecorriente asistido por comunicaciones ........................... 37

3.5. 87 - Relé diferencial de corriente ........................................................................................ 38

3.6. 27/59- Relé subtensión y sobretensión .............................................................................. 40

3.7. 81- Relé de subfrecuencia y sobrefrecuencia ..................................................................... 42

3.8. 79- Reconectador .................................................................................................................. 43

3.9. Fusible ..................................................................................................................................... 45

3.10. Resumen ............................................................................................................................. 46

CAPÍTULO 4 ......................................................................................................................................... 47

IMPLEMENTACION EN SOFTWARE ........................................................................................ 47

4. IMPLEMENTACION EN SOFTWARE ............................................................................... 48

4.1. Cálculo del valor Pico y RMS .............................................................................................. 48

4.2. Contador y ajuste para múltiples disparos ......................................................................... 49

4.3. Definición de parámetros ..................................................................................................... 50

4.4. Dirección flujo de potencia .................................................................................................. 50

4.5. Regresión lineal plano logarítmico-logarítmico ................................................................ 51

4.6. Resumen ................................................................................................................................. 52

CAPÍTULO 5 ......................................................................................................................................... 53

aplicación en redes de prueba .............................................................................................................. 53

5. APLICACIÓN EN REDES DE PRUEBA ............................................................................ 54

5.1. Primera red de prueba .......................................................................................................... 54

5.2. Segunda red de prueba ......................................................................................................... 56

5.3. Tercera red de prueba ........................................................................................................... 61

Resultados ...................................................................................................................................... 62

5.4. Red de prueba comparativa ................................................................................................. 63

Estrategia de coordinación de protecciones tradicional .......................................................... 64

Estrategia de coordinación de protecciones de sobrecorriente centralizadas ...................... 67

Estrategia de coordinación de protecciones diferencial de corriente respaldada por

subtensión descentralizada .......................................................................................................... 69

Estrategia de coordinación de protecciones direccional de corriente descentralizada ....... 73

5.5. Resumen ................................................................................................................................. 75

CAPÍTULO 6 ......................................................................................................................................... 76

IMPLEMENTACIÓN EN HARDWARE ...................................................................................... 76

6. IMPLEMENTACIÓN HARDWARE ..................................................................................... 77

6.1. Análisis ante ambientes de falla recopilados de la red eléctrica ...................................... 77

a. Fallos DOE/EPRI ...................................................................................................................... 80

b. Fallos CHEC ............................................................................................................................... 80

a. Casos DOE/EPRI ...................................................................................................................... 81

b. Casos CHEC ............................................................................................................................... 81

a. Protección de sobrecorriente .............................................................................................................. 82

b. Fusible ........................................................................................................................................... 83

6.2. Análisis ante ambientes de falla en tiempo real ................................................................ 84

a. Alimentación de la red ................................................................................................................... 85

b. Transformadores de corriente ........................................................................................................... 85

c. Adquisición de las señales ............................................................................................................... 85

d. Implementación protección ............................................................................................................... 86

e. Modulo Interruptor ........................................................................................................................ 86

f. Módulo de carga ............................................................................................................................. 87

a. Escenarios de falla.......................................................................................................................... 87

b. Ajuste de las protecciones ................................................................................................................ 88

a. Protección de sobrecorriente .............................................................................................................. 90

b. Fusible ........................................................................................................................................... 91

c. Reconectador .................................................................................................................................. 92

4. Resumen ..................................................................................................................................... 94

CAPÍTULO 7 ......................................................................................................................................... 95

CONCLUSIÓNES Y TRABAJO FUTURO ................................................................................... 95

7. CONCLUSIÓNES Y TRABAJO FUTURO .......................................................................... 96

Conclusiones ...................................................................................................................................... 96

Trabajo Futuro ................................................................................................................................... 97

Discusión académica ......................................................................................................................... 98

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................100

Apendice 1 ............................................................................................................................................104

Redes de prueba implementadas en Simulink ..................................................................................104

Apendice 2 ............................................................................................................................................107

21- Relé de distancia ............................................................................................................................107

Cálculo de la resistencia y reactancia ............................................................................................108

Definición zonas actuación protección de distancia ..................................................................109

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 Metodología de investigación implementada ..................................................................... 18

Figura 2 a) Protección diferencial descentralizada, b) Sobrecorriente con control centralizado y

Sobrecorriente preestablecidas y control centralizado, c) Protecciones de energía diferencial, d)

Protecciones diferenciales de onda viajera, e) Protecciones preestablecidas con minería de datos

y calculo por Onditas, f) Protecciones de control por Onditas y transformada dq. .................... 25

Figura 3 Esquema de disparo protección de sobrecorriente. .......................................................... 25

Figura 4 Modelo protección direccional de sobrecorriente de tiempo inverso e instantánea [21].

.................................................................................................................................................................. 26

Figura 5 Primera red de prueba implementada. ................................................................................ 27

Figura 6 Red dos barras IEEE ............................................................................................................. 27

Figura 7 Red de 34 barras implementada. .......................................................................................... 28

Figura 8 Respuesta relé de protección desarrollado ante falla bifásica. ......................................... 29

Figura 9 Diagrama de flujo de la protección de sobrecorriente 50/51. ......................................... 33

Figura 10 Curvas de disparo e interfaz usuario protección 50/51. ................................................ 33

Figura 11 Mascara protecciones de sobrecorriente asistida por comunicaciones ........................ 34

Figura 12 Diagrama de flujo unidad central diseñada para seleccionar la configuración de las

protecciones de sobrecorriente asistidas por comunicaciones. ....................................................... 34

Figura 13 Interfaz de la protección 50/51 con comunicaciones .................................................... 35

Figura 14 Diagrama de flujo protección de sobrecorriente direccional con sistema de

comunicaciones. ..................................................................................................................................... 36

Figura 15 Interfaz de la protección 67, con parámetros para ambas direcciones de flujo de

corriente. .................................................................................................................................................. 36

Figura 16 Diagrama de flujo protección de sobrecorriente direccional asistida por

comunicaciones. ..................................................................................................................................... 37

Figura 17 Protección de corriente direccional con sistema de comunicaciones distribuidas. .... 38

Figura 18 Diagrama de flujo protección de diferencial. ................................................................... 39

Figura 19 Protección diferencial de corriente, interfaz de usuario y diagrama de actuación. ..... 39

Figura 20 Diagrama de flujo funcionamiento protección de subtensión, corriente diferencial y

disparo externo del articulo [20] .......................................................................................................... 40

Figura 21 Modelo actual de la protección de sobretensión y subtensión. ..................................... 41

Figura 22 Protección de sobretensión y subtensión ......................................................................... 42

Figura 23 Diagrama de flujo funcionamiento protección de subtensión, corriente diferencial . 42

Figura 24 Máscara de proteccion de frecuencia 81 ........................................................................... 43

Figura 25 Diagrama de flujo y mascara del reconectador desarrollado. ........................................ 44

Figura 26 Interfaz de respuesta reconectador de sobrecorriente .................................................... 44

Figura 27 Diagrama de flujo funcionamiento fusible. ...................................................................... 45

Figura 28 Interfaz gráfica del fusible y curva de disparo generada. ................................................ 46

Figura 29 Bloque RMS implementado en Simulink. ......................................................................... 49

Figura 30 Diagrama de flujo contador. ............................................................................................... 49

Figura 31 Diagrama de flujo implementación reconectador. .......................................................... 49

Figura 32 Selección parámetros, protecciones con múltiples estados. ........................................... 50

Figura 33 Calculo dirección de flujo de potencia. ............................................................................. 50

Figura 34 Calculo linealización mascara fusible en Simulink........................................................... 51

Figura 35 Selección sección curva de disparo. ................................................................................... 52

Figura 36 Diagrama unifilar primera microrred de prueba. ............................................................. 54

Figura 37 Red de prueba de protecciones en microrredes IEEE. .................................................. 57

Figura 38 Falla alta impedancia. ........................................................................................................... 58

Figura 39 Falla protección diferencial. ................................................................................................ 59

Figura 40 Respaldo de las protecciones. ............................................................................................. 59

Figura 41 Red de prueba para las protecciones ................................................................................. 61

Figura 42 Red de 34 barras de la IEEE con inclusión de generadores asíncronos. ..................... 64

Figura 43 Coordinación de protecciones diseñada para la red de 34 barras radial. ...................... 65

Figura 44 Actuación de las protecciones coordinadas ...................................................................... 66

Figura 45 Actuación protecciones ante ambientes de falla con generación distribuida. ............. 67

Figura 46 Red 34 barras con protecciones 50/51 centralizadas. ..................................................... 68

Figura 47 Diagrama red 34 barras con estrategia de protección hibrida, protección diferencial de

corriente asistida por protección de subtensión y sobretensión. .................................................... 70

Figura 48 Parámetros protección RL-1: a) función 27/59 y b) función 87. .................................. 71

Figura 49 Actuación protección diferencial de corriente. ................................................................ 72

Figura 50 Actuación función de subtensión de respaldo. ................................................................ 72

Figura 51 Diagrama protecciones direccionales asistidas por comunicaciones. ........................... 73

Figura 52 Red de Hardware implementada. ....................................................................................... 77

Figura 53 Red desarrollada en Simulink para extraer señales de la tarjeta Dspace 1103. ............ 78

Figura 54 Modelo cargado en la tarjeta TI, desarrollado en Simulink. ........................................... 78

Figura 55 Modulo de interruptores utilizado ..................................................................................... 79

Figura 56 Red de prueba fisica de las protecciones electricas implementadas en hardware. ...... 79

Figura 57 Respuesta de la protección de sobrecorriente y el interruptor ante un fallo. .............. 82

Figura 58 Actuación del fusible ante un escenario de falla monofásico. ....................................... 84

Figura 59 Red de prueba protecciones. .............................................................................................. 85

Figura 60 Adecuación señales de entrada CTs. ................................................................................. 86

Figura 61 Diagrama módulo de carga diseñado. ............................................................................... 87

Figura 62 Curvas de actuación protecciones a) Fusible. b) Sobrecorriente 50/51. c) Reconectador

sobrecorriente y función instantánea 79/50. ..................................................................................... 89

Figura 63 Montaje implementado en el laboratorio. ......................................................................... 89

Figura 64 Respuesta de la protección de sobrecorriente y el interruptor ante un fallo. .............. 90

Figura 65 Actuación del fusible ante un escenario de falla monofásico. ....................................... 91

Figura 66 Actuación del reconectador ante una falla monofásica .................................................. 92

Figura 67 Comparación tiempos de actuación protección comercial y diseñada. ........................ 93

Figura 68 Red de prueba uno. ............................................................................................................104

Figura 69 Red de prueba IEEE. ........................................................................................................105

Figura 70 Red 2 barras IEEE modificada. .......................................................................................105

Figura 71 Red 34 barras de la IEEE implementada en Simulink. ................................................106

Figura 72 Interfaz y gráfica de respuesta protección de distancia. ...............................................107

Figura 73 Diagrama de flujo funcionamiento protección de distancia. .......................................108

Figura 74 Implementación ecuaciones (6) y (7). ..............................................................................109

Figura 75 Evaluación parámetros Simulink protección de distancia. ...........................................109

Figura 76 Diagrama implementación en Simulink zona de actuación. ........................................110

LISTA DE TABLAS

Tabla 1 Características esquemas de protección para microrredes ................................................. 24

Tabla 2 Parámetros relés de protección .............................................................................................. 55

Tabla 3 Resultados tiempo de despeje y protecciones de aislamiento de falla.............................. 56

Tabla 4 Tipos de falla incluidos ........................................................................................................... 57

Tabla 5 Parámetros relés de protección .............................................................................................. 58

Tabla 6 Cuadro resumen ambientes de falla ...................................................................................... 60

Tabla 7 Parámetros Protecciones ........................................................................................................ 61

Tabla 8 Resultados simulación ............................................................................................................. 63

Tabla 9 Parámetros protecciones red radial 34 barras ...................................................................... 65

Tabla 10 Escenarios de fallo analizados caso base ............................................................................ 66

Tabla 11 Parámetros protecciones 50/51 centralizadas ................................................................... 68

Tabla 12 Escenarios de fallo analizados protecciones 50/51 centralizadas .................................. 69

Tabla 13 Parámetros protecciones de corriente diferencial y tensión. ........................................... 70

Tabla 14 Tiempos de actuación protección de corriente diferencial y subtensión....................... 71

Tabla 15 Parámetros protecciones direccionales y comunicaciones. ............................................. 74

Tabla 16 Tiempos de actuación protección direccional asistida por comunicaciones. ................ 74

Tabla 17 Valores pico en amperios para los casos DOE/EPRI. ................................................... 80

Tabla 18 Valores pico en amperios para los ambientes de falla CHEC ........................................ 80

Tabla 19 Ajustes para la protección de sobrecorriente en los escenarios de falla DOE/EPRI . 81

Tabla 20 Ajustes para el fusible en los escenarios de falla DOE/EPRI ........................................ 81

Tabla 21 Ajustes para la protección de sobrecorriente en los escenarios de falla Chec .............. 81

Tabla 22 Ajustes para el fusible en los escenarios de falla Chec ..................................................... 82

Tabla 23 Tiempos actuación protección de sobrecorriente bajo los escenarios de prueba. ....... 83

Tabla 24 Tiempos para la actuación de la protección de sobrecorriente bajo los escenarios de

prueba. ..................................................................................................................................................... 84

Tabla 25 Valores pico de corriente. ..................................................................................................... 87

Tabla 26 Ajustes para protecciones. .................................................................................................... 88

Tabla 27 Tiempos actuación de la protección de sobrecorriente ................................................... 91

Tabla 28 Tiempos de actuacion del fusible ........................................................................................ 92

Tabla 29 Tiempos de actuación del reconectador ............................................................................. 93

LISTA DE ACRONIMOS

Acrónimo Significado

ADC Conversor análogo digital (Analog Digital Converter).

CM Configuración medidas.

CT Transformador de corriente (Current Transformer).

DAC Conversor digital análogo (Digital Analog Converter).

DOE/ EPRI

Departamento de energía de los Estados Unidos/Instituto de investigación en ingeniería eléctrica de los Estados unidos (Department of Energy/Electric Power Research Institute).

GD Generación distribuida.

GPIO Entrada y salida multipropósito (General Purpose Input/Output).

IEC Comisión Electrotécnica Internacional (International Electrotechnical Commission).

IED Dispositivo electrónico inteligente (Inteligent Electronic Device).

IEEE Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (Institute of Electrical and Electronics Engineers).

ITIC Concilio de información tecnológica industrial (Information Technology Industry Council).

LF Localización falla.

NERC Corporación para la fiabilidad eléctrica de norte América (North American Electric Reliability Corporation).

PLL Lazo de seguimiento de fase (Phase-Locked Loop).

RL Relé de protección.

SAIDI Índice de duración promedio de interrupciones eléctricas (System Average Interruption Duration Index).

SAIFI Índice de frecuencia promedio de interrupciones eléctricas (System Average Interruption Frequency Index).

TCC Curva tiempo corriente (Time Current Curve).

TI Texas Instruments.

UC Unidad de Control.

UCC Unidad de Control Central.

VT Transformador de tensión (Voltage Transformer).

Capítulo 1. Introducción 15

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

_______________________________________________________________

Este capítulo presenta la motivación para realizar la investigación sobre la coordinación

de protecciones, la importancia de esta y la identificación de la problemática que se desea

afrontar. Para esto, se hace una breve descripción de cuál es el panorama actual,

denotando la importancia de realizar este estudio. Adicionalmente, se definen los

objetivos generales y particulares, por último, la estructura general del documento.


1. INTRODUCCIÓN

Identificación del problema

Dada la continua introducción de nuevas fuentes de generación distribuida en la red eléctrica, es

necesario redefinir las estrategias de coordinación de protecciones. Las estrategias de

coordinación radiales, donde solo una fuente de generación alimenta toda la red, cada día serán

menos comunes. La migración hacia redes de distribución anilladas, con generación variable y

distribuida de forma aleatoria, hace necesario que nuevas estrategias de coordinación de

protecciones sean implementadas, que garanticen una alta fiabilidad de la red, seguridad para las

personas y equipos, y un costo que haga viable su implementación [1].

Estas nuevas problemáticas llevan a los operadores de red a buscar nuevas estrategias de

protección, migrando modelos de las redes de transmisión o fomentando la búsqueda de nuevas

alternativas, lo que ha conllevado a un sobrecosto en los sistemas y el aumento de la rigidez en

las normativas que regulan la generación distribuida, para controlar su implementación

descontrolada [2].

Los esquemas de protección se pueden clasificar en dos grupos [3], los esquemas con base en

protecciones tradicionales o temporales, que utilizan funciones de protección muy robustas y

con una respuesta conocida ante los diferentes fenómenos, y una segunda corriente compuesta

por las estrategias que utilizan modelado y procesamiento matemático avanzado, que buscan

detectar características propias y exclusivas de las fallas.


1.3. Motivación e interés por el tema

La coordinación de protecciones es uno de los campos más importantes dentro de la ingeniería

eléctrica, su correcta implementación es fundamental para salvaguardar la vida de las personas y

los equipos conectados a la red. La inclusión de nuevas fuentes de generación, ha causado un

cambio en los paradigmas, basados únicamente en la coordinación de dispositivos de protección

tradicionales [2], [4]. La motivación para realizar este trabajo, surge de ver las falencias en estos

esquemas para afrontar estas nuevas problemáticas, la velocidad de los cambios en la red eléctrica

[1], [5] y sus efectos negativos sobre la calidad del servicio prestado a los usuarios.

Dada la alta variabilidad en la generación y consumo en las microrredes, es necesario plantear la

pregunta: ¿Qué estrategia de coordinación de protecciones garantiza una respuesta adecuada ante

los diferentes ambientes de falla?

Con este trabajo de grado se busca dar solución a este cuestionamiento, al que se enfrentan los

operadores de red, dando una nueva visión de posibles soluciones, que disminuyan los costos y

garanticen un mejor servicio para los usuarios. Para dar respuesta a esta problemática, se plantean

los siguientes objetivos.

1.4. Objetivos de la investigación

Objetivo general

Desarrollar una herramienta educacional, que permita evaluar la respuesta de las protecciones

antes diferentes ambientes de falla presentes en las redes de distribución, incluyendo las

perturbaciones influenciadas por la generación distribuida.

Objetivos específicos

• Analizar las diferentes tendencias en la coordinación de protecciones, para obtener una

visión general del estado del arte, sobre estas estrategias y las funciones de protección.

• Definir modelos de coordinación de protecciones inteligentes, que se adapten ante los

cambios y necesidades de la red.

• Simular el modelo de protecciones desarrollados, comprobando su correcto desempeño

ante las diferentes perturbaciones.


1.5. Metodología

Con el fin de alcanzar estos objetivos, se desarrolló la siguiente metodología, que se

implementara en el desarrollo de los siguientes capítulos. La Figura 1, muestra un cuadro

resumen de las diferentes etapas desarrolladas en la investigación.

Figura 1 Metodología de investigación implementada

1.6. Aportes

Como resultado de esta investigación, se logró la construcción de una herramienta educativa,

que permite evaluar y visualizar la respuesta de las protecciones, ante diferentes ambientes de

falla y configuraciones de la red. Dicha herramienta permite estudiar la respuesta de las

protecciones en simulación, su coordinación y posterior a esto su extensión a una red de

prototipado rápido, donde se evalúe la respuesta ante perturbaciones reales. Esta herramienta

incluye una biblioteca de modelos de protecciones, que se utilizara en la simulación de diferentes

redes eléctricas y el desarrollo de un sistema de prueba físico, para visualizar la actuación de

diferentes funciones de protección.


1.7. Estructura del documento

El Capítulo 1, expone la introducción general del trabajo final, presentando el contexto del

desarrollo del trabajo, la identificación del problema, los objetivos que se busca afrontar y el

contenido del documento.

En el Capítulo 2, se realiza una descripción de las consideraciones generales, que se deben tener

en cuenta a la hora de realizar la coordinación de protecciones, en microrredes y en ambientes

con alta inclusión de generación distribuida, y se incluye una descripción de la metodología que

se ha implementado durante el desarrollo de este trabajo de grado, mostrando la evolución del

modelado y de la metodología de investigación.

En el Capítulo 3, se presenta una descripción de los modelos de protección implementados,

destacando su utilidad para realizar el montaje de nuevas topologías de coordinación de

protecciones en las microrredes.

El Capítulo 4, recopila las componentes desarrolladas en el ambiente de simulación Simulink,

desarrolladas como bloques básicos para implementar las funciones de protección, y la

descripción de su funcionamiento.

El Capítulo 5, recoge los resultados obtenidos en las diferentes redes de prueba simuladas

durante el desarrollo de la investigación, y de una red de prueba general, en la que se comparan

las respuestas de todos los modelos desarrollados en este trabajo de grado.

En el Capítulo 6, complementariamente a la evaluación de la respuesta de las protecciones, se

presentan los resultados obtenidos de la implementación de los modelos de protección con el

sistema en hardware, para empezar a evaluar su respuesta ante fallos reales.

El Capítulo 7, recopila las conclusiones obtenidas en el desarrollo de este documento y la

definición del trabajo futuro sobre el que se plantea continuar con la investigación desarrollada.

Capítulo 2. Consideraciones generales 20

CAPÍTULO 2

CONSIDERACIONES GENERALES

_______________________________________________________________

Este capítulo presenta una revisión general de los diferentes factores a considerar al

diseñar y realizar la coordinación de protecciones en una red eléctrica, y en el caso

particular de una red con alta concentración de generación distribuida o microrred.

Igualmente, en este capítulo se describe la metodología implementada en el desarrollo de

este trabajo de grado.


2. CONSIDERACIONES GENERALES

En este capítulo se busca describir los diferentes factores, que hacen necesario el estudio de la

coordinación de protecciones en las redes con una alta penetración de generación distribuida y

microrredes. Con este estudio, se busca determinar cuáles son los diferentes ambientes de falla

que se deben evaluar, con el fin de garantizar una correcta coordinación, rápida y que reduzca el

área afectada ante las diferentes perturbaciones.

Los principios que rigen y que debe cumplir la coordinación de protecciones en las microrredes,

son los mismos que en una red de distribución común, la necesidad de realizar un análisis más

profundo surge de la variabilidad de la red y el cambio drástico de sus características, entre

múltiples condiciones de generación y consumo, de forma aleatoria y continua.

2.2. Principios básicos de la coordinación de protecciones

Como principio fundamental, la coordinación de protecciones de cualquier red eléctrica debe

garantizar que las protecciones logren:

• Aislar las zonas de la red en las que se presente una falla, reduciendo el área circundante

afectada y garantizando durante el mayor tiempo posible el servicio prestado a las

secciones de la red sin perturbar.

• Proporcionar alternativas de conexión, circuitos alternos, equipos de reconexión o

transferencias automáticas, que permitan minimizar la duración de la desconexión de las

diferentes componentes de la red.

• Extinguir o controlar las corrientes de falla disponibles en el sistema, minimizando los

riesgos potenciales de daño de equipos y protegiendo la vida de las personas que puedan

interactuar con la red[4].


Un buen diseño del esquema de coordinación de protecciones y una buena selección de los

equipos implementados en una red, reduce la aparición de fallas de concepto, de fallas de

modelo y aumenta la confiabilidad, disminuyendo los riesgos de una mala actuación o una

ausencia de respuesta ante ambientes de falla [2]. Junto con los principios previamente

definidos todo esquema de protección debe buscar garantizar[6]:

1. Fiabilidad: Certeza de que la protección actuará en el momento indicado.

2. Selectividad: Evitar disparos innecesarios.

3. Velocidad: Garantizar que la falla sea aislada en el menor tiempo posible,

minimizando los efectos sobre otras componentes de la red.

4. Economía: Proporcionar la mejor protección, reduciendo los costos de

implementación.

5. Simplicidad: Minimizar el número de equipos de protección y circuitos relacionados.

2.2. Influencia de la generación distribuida en la coordinación de

protecciones

En la medida que se incrementa el número de generadores distribuidos, con un aporte aleatorio

de energía a la red, se incrementa la probabilidad de que ocurran fallos en las protecciones. Estos

fallos se ven incrementados dado que la mayoría de las redes eléctricas de distribución

únicamente cuentan con un parámetro controlado para identificar los ambientes de falla. En la

mayoría de las redes de distribución, la variable de medida seleccionada es la corriente, y su

monitoreo puede no ser suficiente para considerar todos los ambientes de falla posibles en las

microrredes. Los principales efectos que puede tener la generación distribuida en el sistema de

distribución son:

• Incremento de la corriente de falla disponible en diferentes nodos de la red, aportada

por los diferentes generadores.

• Bajas corrientes de falla de algunos generadores, causada por la poca capacidad instalada

y el tipo de conexión de múltiples tipos de generadores [7]–[9].

• Perdida de sincronismo con la red eléctrica principal, causada por la pérdida de inercia,

dependiente de los generadores y su capacidad.


• Actuación indebida de las protecciones por fallas externas, resultado de los flujos

bidireccionales de las corrientes.

• Perdida de coordinación fusible reconectador, por la inclusión de fuentes distribuidas

que aportan corriente a la falla.

Estos efectos serán más críticos en la medida que la generación distribuida represente un mayor

porcentaje de la matriz energética de un sistema, dando como resultado un incremento en el

riesgo de electrocución, muerte, daño de equipos, ausencia de control y debilitación de la red

eléctrica.

La inclusión masiva de generación distribuida en las redes de distribución, incrementan la

posibilidad de disparos innecesarios o su ausencia, aumentando la complejidad de las redes de

protección, entre otros problemas, como es descrito en [10], [11]. En los siguientes capítulos de

este documento se buscará dar respuesta a estas problemáticas y mostrar las posibles opciones

que se pueden instaurar para afrontarlas.

2.3. Metodología de investigación

Parte fundamental del desarrollo de este trabajo de grado, se basa en la ejecución de una

metodología de investigación. En esta sección, se presenta una recopilación de la evolución de

la investigación y los hitos alcanzados durante el recorrido, que hacen posible la obtención de

los resultados finales.

La base de la formulación teórica de este documento surge del trabajo de grado de pregrado, en

el que se realizó un barrido por el marco teórico y el estado del arte referente a la coordinación

de protecciones en microrredes. En este trabajo se planteó el primer modelado del relé de

sobrecorriente de tiempo inverso e instantáneo (50/51) y se realizaron las primeras pruebas en

una red simulada, que permitiera evaluar su respuesta ante diferentes ambientes de falla con

múltiples configuraciones de generación.

Como primer componente de este trabajo se parte del cuadro comparativo mostrado en la Tabla

1, presentada en la tesis de pregrado [3]. A partir de la información que se observa en este cuadro,

se pueden definir los enfoques tecnológicos que se pueden considerar a la hora de definir la

coordinación de protecciones.


Tabla 1 Características esquemas de protección para microrredes

Estrategia de Protección Valor fijo

protecciones

Datos protección conexión

Datos protección

generadores Simulación

Sistema de comunicaciones

Costo

Diferencial descentralizada [12]

Si No No Si Si Alto

Sobrecorriente con control centralizado [13]

No No No No Si Alto

Sobrecorriente preestablecidas y control

centralizado [14] No Si Si Si Si Alto

Protecciones de energía diferencial [15]

Si No No Si Si Alto

Protecciones diferenciales de onda viajera [16]

Si No No Si Si Alto

Protecciones preestablecidas con minería de datos y

calculo por Onditas [17] Si No No Si No Medio

Protecciones de control por Onditas y transformada dq

[18] Si No No Si No Medio

Para el desarrollo de esta tesis de maestría, se definirá como foco de investigación, las

protecciones basadas en las funciones de protección tradicionales. Las protecciones tradicionales

se caracterizan por la fiabilidad que les ofrecen a los diferentes operadores de red, que ya se

encuentran familiarizados con esta tecnología, la fácil interacción con las estrategias de

coordinación implementadas en la actualidad y como base para la implementación de nuevas

estrategias de protección. En la Figura 2 se observan los diagramas de protección, resumen de

las diferentes estrategias mostrados en la Tabla 1.

Modelado de protecciones

Como componente complementaria a los modelos de las funciones de protección, se evidenció

el uso de esquemas de comunicación entre los diferentes equipos de medida y protecciones

conectadas a la red. En el documento se mostrará la lógica de algunas de las estrategias de

comunicación vigentes, implementadas sin considerar las características de los canales ni

protocolos de comunicación.


Figura 2 a) Protección diferencial descentralizada, b) Sobrecorriente con control centralizado y Sobrecorriente preestablecidas y control centralizado, c) Protecciones de energía diferencial, d) Protecciones diferenciales de onda viajera, e) Protecciones preestablecidas con minería de datos y calculo por Onditas, f) Protecciones de control por Onditas y transformada dq.

La primera función de protección implementada fue la protección de sobrecorriente de tiempo

inverso e instantánea 50/51, cuyo primer diagrama de funcionamiento se describe en la Figura

3. Posterior a su definición, se procedió a diseñar una primera interfaz para los usuarios, que

permitiera manipular las características de la protección, sin necesidad de alterar el

funcionamiento interno de esta.

Figura 3 Esquema de disparo protección de sobrecorriente.


El modelo de protección fue desarrollado en la plataforma de simulación MATLAB\Simulink®,

y se encuentra descrita en el artículo [19], se complementó esta función, con el desarrollo de una

unidad central de protecciones y el modelado de los transformadores de tensión y corriente.

Definida esta función de protección, se procedió a utilizarla como base para el desarrollo de

nuevos modelos y sistemas de comunicación, como son el caso de la función diferencial y de

subtensión en el artículo [20] y la función de sobrecorriente direccional asistida por un sistema

de comunicaciones en el artículo [21].

Con la implementación de nuevas funciones de protección, se realizó una optimización de los

bloques matemáticos y el desarrollo de bloques estándares, que facilitan la reutilización de

componentes en nuevas funciones como se describirá en el capítulo 4. Complementario al

desarrollo de estos bloques, se ha mejorado el diseño de las máscaras, que permiten realizar

ajustes en tiempo real de las curvas de protección y cuyos parámetros de entrada son más

cercanos a los solicitados en las protecciones comerciales.

Figura 4 Modelo protección direccional de sobrecorriente de tiempo inverso e instantánea [21].

El desarrollo modular de las diferentes componentes de las protecciones, ha permitido

desarrollar toda una base de datos en la plataforma Simulink®, que se encuentran expuestas en

el Capítulo 3.

Modelado de la red de prueba

Simultáneamente con el desarrollo de las protecciones, se implementó una serie de redes de

prueba, que permiten evaluar la respuesta de las protecciones ante diferentes ambientes de falla,


generación y carga. Estas redes permiten modelar la respuesta de las protecciones ante

condiciones de funcionamiento extremos, para posteriormente escalar los resultados, a una red

modelada más compleja, que se expondrá en el capítulo 5.

La primera red de prueba simulada está compuesta por dos generadores y dos cargas, como se

puede observar en la Figura 5, para este caso, todas las características de la red fueron definidas

de forma empírica, y se evaluó la respuesta de las protecciones en tres posibles configuraciones

y dos posibles ambientes de falla. Esta red de prueba se implementó en el artículo [19] y sirvió

de base para evaluar la respuesta de las comunicaciones de las protecciones en el artículo [22].

Figura 5 Primera red de prueba implementada.

Con el fin de evaluar la respuesta ante los ambientes de falla más críticos, se implementó la red

de dos barras de la IEEE, especialmente diseñada para estudiar la respuesta de protecciones ante

casos de inclusión masiva de generación distribuida. Esta red se encuentra ejecutada en los

artículos [23], [24], su descripción se puede observar en la Figura 6. Esta red de prueba permite

evaluar fallas en circuitos ramales largos, fallos externos a la red, condiciones que no se pudieron

evaluar en la primera red de prueba.

Figura 6 Red dos barras IEEE

La red de dos barras fue utilizada en los artículos [20], [21] con algunas variaciones, para evaluar

la respuesta ante tres fuentes de generación distribuida.


La última red de prueba implementada es la red de 34 barras de la IEEE, en esta red se realizaron

las pruebas comparativas de las diferentes estrategias de coordinación y los resultados obtenidos

se encuentran expuestos en el capítulo 5. El diagrama de la red montada en el ambiente de

simulación Simulink se puede observar en la Figura 7, esta fue ajustada para incluir generación

distribuida, basado en los parámetros definidos por R. C. Duncan y W. H. Kersting en [25].

Figura 7 Red de 34 barras implementada.

Los modelos simulados de las redes se encuentran expuestos en el Apéndice 1 de este

documento.

Implementación protecciones hardware

Para complementar los resultados obtenidos en simulación, se realizó una migración de algunos

modelos desarrollados a una red física, con el fin de evaluar la respuesta de estas ante diferentes

ambientes de falla reales, comprobando la actuación de las protecciones, los tiempos de disparo

y despeje de falla. Los resultados obtenidos de estas pruebas, se presentan en el capítulo 6 y se

encuentran publicados en [26], [27]. En la Figura 8, se muestra uno de los ambientes de falla

estudiados con la red de prueba montada, y se puede observar la condición inicial del sistema

previo a la falla, el momento de inclusión de falla, el disparo de la protección, los tiempos de

actuación y el estado pos-falla.


Figura 8 Respuesta relé de protección desarrollado ante falla bifásica.

En estos circuitos se realiza un análisis de los diferentes ambientes de falla, evaluando los tiempos

de disparo de las diferentes protecciones, los tiempos de actuación de los interruptores y el

aislamiento de falla, y por último la comparación con la respuesta de una protección comercial.

2.4. Resumen del Capitulo

En este capítulo se realiza una breve descripción de las características que debe cumplir una

coordinación de protecciones, los efectos que puede causar la inclusión de la generación

distribuida sobre la red eléctrica y sus protecciones. Igualmente se realiza un barrido por la

metodología implementada en este trabajo de grado, y el desarrollo de las diferentes

componentes necesarias para estudiar la respuesta de ellas.

Capítulo 3. Modelos de protección implementados 30

CAPÍTULO 3

MODELOS DE PROTECCIÓN IMPLEMENTADOS

_______________________________________________________________

El modelado de diferentes funciones de protección ha permitido implementar múltiples

estrategias de coordinación de protecciones, en este capítulo se realizará una descripción

de los diferentes modelos que se han implementado en la plataforma de simulación

MATLAB/Simulink, haciendo una breve descripción del funcionamiento de cada

una de ellas y los parámetros solicitados a los usuarios al momento de utilizarlas. Las

funciones implementadas son:

Sobrecorriente de tiempo inverso e instantáneo (50/51), sobrecorriente de tiempo

inverso e instantáneo (50/51) asistido por comunicaciones, direccional de sobrecorriente

(67), direccional de sobrecorriente (67) asistida por comunicaciones, diferencial de

corriente (87), subtensión y sobretensión (27/59), subfrecuencia y sobrefrecuencia (81),

reconectador de sobrecorriente (79) y por último el modelo del fusible.


3. MODELOS DE PROTECCIÓN IMPLEMENTADOS

El uso de relés digitales, se ha establecido como un factor fundamental para la coordinación de

protecciones, estos relés cuentan con la facilidad de implementar múltiples funciones de

protección, garantizando una respuesta más eficiente ante diferentes condiciones de falla, que

con anterioridad era muy difícil de clasificar y detectar, reduciendo el número de fallos sin

despejar y disminuyendo el número de disparos innecesarios de las mismas.

En el ambiente de simulación MATLAB/Simulink existe una amplia implementación de

modelos como los presentados en [12], [28], [29], entre otros. En este capítulo se realizará un

barrido por las diferentes funciones de protección que el autor ha implementado para ser

cargadas en los relés de protección, describiendo su funcionamiento, las características de la

interfaz desarrollada en cada una de ellas y su funcionalidad dentro de las redes de distribución.

Las protecciones aquí descritas estarán clasificadas según la norma IEEE C37.2 de 2008 [30],

para los casos en que se realice una adecuación de las protecciones para cumplir con las

características de la IEC, se especificará, como es el caso de la protección de sobrecorriente de

tiempo inverso.

El desarrollo de esta biblioteca permite evaluar la respuesta de múltiples funciones de protección,

que se encuentran presentes en muchos relés comerciales. Muchas de estas protecciones, debido

al desconocimiento de su uso, son desactivados o en el mejor de los casos subutilizadas. Con

esta herramienta se busca formar a los ingenieros en su funcionamiento, promoviendo su

utilización y enseñanza.


3.1. 50/51 - Relé de sobrecorriente de tiempo inverso e

instantáneo

Las funciones de sobrecorriente de tiempo inverso e instantáneo, son las funciones de

protección más ampliamente implementadas en los sistemas de protección. La curva

característica de la función de protección de sobrecorriente de tiempo inverso, se encuentra

descrita en la norma IEEE C37.112-1996 [31] y se nota en la ecuación (1).

( )1P

At I B

M

= +

− (1)

Donde:

( )t I =Es el tiempo de disparo de la protección en segundos.

M =Es la relación entre Ientrada/Ipickup (Ipickup es la corriente de ajuste de la protección)

, ,A B p = Son las constantes para definir las características de la curva de disparo.

Finalmente en el modelo implementado, se operará el tiempo de disparo definido, por un

multiplicador de retardo, que permitirá mover la curva de en la escala logarítmica para alcanzar

el tiempo de disparo deseado.

El modelo desarrollado parte de la función implementada por R. Tan et al. en [32] y M. Aman

en [33], se realizó una restructuración total del funcionamiento interno, pero se conservó la

posibilidad de incluir las curvas de disparo de la IEEE C37.112 y la IEC 60255.

Para el caso de la protección instantánea de sobrecorriente, el usuario deberá definir el tiempo

de actuación del relé (tins) y la escala de ajuste sobre la corriente de la protección, este valor se

podrá definir en términos de la corriente pick up de la protección.

El modelo de la protección 50/51, se encuentra resumido en el diagrama de flujo de la Figura 9,

complementariamente, se desarrolló una interfaz gráfica, en la cual el usuario ingresa los

parámetros de las diferentes constantes de la curva de disparo de las protecciones y la relación

de transformación de los transformadores de corriente que se utilizaran en el punto de conexión

con la línea de distribución.


Figura 9 Diagrama de flujo de la protección de sobrecorriente 50/51.

La máscara de la protección de sobrecorriente se encuentra expuesta en la Figura 10, donde el

usuario puede observar cómo varían las curvas de disparo cuando se van configurando las

características de estas y dependiendo de las características seleccionadas.

Figura 10 Curvas de disparo e interfaz usuario protección 50/51.


3.2. 50/51 - Relé de sobrecorriente de tiempo inverso e

instantáneo asistido por comunicaciones

Como desarrollo complementario a la protección básica de sobrecorriente, se desarrolló la

protección con múltiples configuraciones, que permite adecuar de forma más eficiente los

parámetros para diferentes condiciones de la red.

Figura 11 Mascara protecciones de sobrecorriente asistida por comunicaciones

En la Figura 11 se incluye el diagrama de flujo y la máscara de la protección de sobrecorriente

asistida por comunicaciones, que permite controlar tres posibles configuraciones de parámetros

de la protección, definidas por el usuario. Esta protección junto con una unidad central, fueron

utilizadas para garantizar una respuesta adecuada de las protecciones ante diferentes

disposiciones de la red en el artículo [19], y para reajustar las configuraciones de una red con

cargas no lineales en [34]. El diagrama de flujo de la unidad central de la red se encuentra

descritos en la Figura 12.

Figura 12 Diagrama de flujo unidad central diseñada para seleccionar la configuración de las protecciones de sobrecorriente asistidas por comunicaciones.


La unidad central censa los niveles de corriente en un generador distribuido y en la entrada de la

red eléctrica, y a partir de estas medidas define si la red se encuentra en estado en isla, en un

estado radial o con presencia de generación distribuida. A partir de esta consideración, del estado

en el que se encuentre la red, define cuál de las tres configuraciones preestablecidas de las

protecciones debe cargar en los relés, cuyos parámetros se definen en la interfaz de cada

dispositivo como se muestra en la Figura 13. Esta configuración se basa en el esquema de

coordinación de protecciones planteado por H. Laaksonen et al. en [14]. El estudio de las

comunicaciones entre las protecciones se realiza de forma mas detallada y considerando las

caracteristicas del medio de comunicación en [22] en conjunto con A.I. Narvaes et al.

Figura 13 Interfaz de la protección 50/51 con comunicaciones

3.3. 67 - Relé direccional de sobrecorriente

La función de sobrecorriente direccional, parte del modelo de la protección de sobrecorriente

50/51. Para definir la dirección de la potencia, se realiza el cálculo del área del producto, de la

corriente y la tensión por fase, este modelo parte del desarrollado por M. Aman en [33], mejorado

para definir la dirección de la potencia en un margen inferior de tiempo. El diagrama de flujo

que describe el funcionamiento de esta protección se encuentra en la Figura 14.


Figura 14 Diagrama de flujo protección de sobrecorriente direccional con sistema de

comunicaciones.

La interfaz de esta protección incluye dos grupos de parámetros, correspondientes a ambas

direcciones de flujo y la curva cambia de color de forma activa, en la medida que el usuario

configura una u otra característica de la protección, el modelo de la interfaz se observa en la

Figura 15.

Figura 15 Interfaz de la protección 67, con parámetros para ambas direcciones de flujo de corriente.


3.4. 67 - Relé direccional de sobrecorriente asistido por

comunicaciones

La función de protección direccional, fue utilizada en conjunto con un sistema de

comunicaciones en el artículo [21]. En este artículo, se evalúa una red con generación distribuida

de forma aleatoria y con un aporte de generación distribuida a la red descontrolado. El esquema

de protección propuesto utiliza una red con comunicaciones descentralizadas, donde cada relé

interactúa con las protecciones aledañas, para que, utilizando su función de direccionalidad,

definir cuales interruptores aislar, garantizando un despeje de la falla más rápido, y una menor

área de falla afectada, contando con un sistema de respaldo en caso de una actuación inadecuada.

El diagrama de flujo que se observa en la Figura 16, presenta el funcionamiento del sistema de

comunicaciones, que por medio de un sistema de clasificación, define si la protección se

encuentra aguas abajo o aguas arriba de la falla, determinando un retardo y una polaridad de las

protecciones circundantes, para clasificar si es necesario que la protección actúe o no,

garantizando que las zonas donde no existan fallos no se vean alteradas si no es necesario

aislarlas.

Figura 16 Diagrama de flujo protección de sobrecorriente direccional asistida por comunicaciones.


La interfaz de la protección le permite al usuario definir como se relaciona cada protección con

las circundantes, esto para poder evaluar la polaridad de las fallas, fuera de las características de

las curvas de corriente de la protección directa e inversa.

.

Figura 17 Protección de corriente direccional con sistema de comunicaciones distribuidas.

La red implementada para este caso fue la red de dos barras de la IEEE, con la inclusión de un

tercer generador, para simular la presencia de generación distribuida en múltiples nodos de la

red. Los resultados obtenidos de las pruebas realizadas con este sistema y la descripción de las

características de la red y las comunicaciones, se encuentran incluidos en el artículo [21].

3.5. 87 - Relé diferencial de corriente

El principio de actuación de esta función de protección se define por medio de la comparación

de los datos censados en ambos extremos de la línea, definiendo la necesidad de actuación a

partir de la diferencia de corriente tolerables entre ambos puntos. Esta función clasifica las

variaciones de la corriente, entre consumos nominales en la línea y ambientes de falla que deben

ser aislados. El diagrama de flujo donde se describe el funcionamiento de la protección se

observa en la Figura 18.


Esta función de protección se caracteriza por su elevada precisión para detectar fallas, su

principal desventaja es la necesidad de realizar medidas en ambos extremos de la línea y el riesgo

de que esta medida se vea interferida.

Figura 18 Diagrama de flujo protección de diferencial.

La interfaz de esta protección relaciona la corriente de restricción y la corriente diferencial de la

protección, como se observa en la Figura 19, y permite definir los márgenes de restricción para

diferentes rangos de magnitud de la corriente que fluye por la línea.

Figura 19 Protección diferencial de corriente, interfaz de usuario y diagrama de actuación.

Dado el riesgo de que los sistemas de comunicación en las líneas de distribución sufran un fallo

o su ruptura, en el esquema de protección propuesto en el artículo [20], se respalda esta con una


función de subtensión. La función de subtensión únicamente actuará cuando la respuesta de la

función diferencial falle, es necesario considerar que el uso de VTs en la línea también

representan un sobrecosto para la implementación de este esquema de protección, sin considerar

los costos propios de implementar las comunicaciones entre ambos extremos de la línea.

Este esquema, aunque costoso, sirve de ejemplo de los beneficios de utilizar varias funciones de

protección en conjunto a la hora de realizar la coordinación de protecciones. Igualmente, si se

asume la reducción de los costos de implementación de nuevos equipos de medida y su necesidad

para los sistemas de monitoreo y la futura inclusión de smartgrids, es más factible su

implementación.

Figura 20 Diagrama de flujo funcionamiento protección de subtensión, corriente diferencial y disparo externo del articulo [20]

Con el fin de evaluar este modelo conjunto de funciones de protección se implementó el modelo

mostrada en la Figura 22, que se utilizó en el artículo [20], dando una respuesta muy fiable ante

los diferentes ambientes de falla.

3.6. 27/59- Relé subtensión y sobretensión

Las funciones de protección basadas en señales de tensión, cuenta con el beneficio que son

menos propensas a perturbaciones armónicas, a diferencia de la corriente, su forma de onda se


mantiene más cercana a la sinusoidal, aun si existe una alta inclusión de perturbaciones

armónicas. En redes de distribución con alta concentración de generación distribuida, se suele

utilizar esta protección para controlar los generadores distribuidos con márgenes de disparo

rápidos, para desconectar el mayor porcentaje posible de generación que no aportan a la

estabilidad de la red en el menor tiempo posible, facilitando la recuperación de la red. Para los

países que son más permisivos para la inclusión de generación distribuida la regulación es más

laxa y suelen tener márgenes más amplios y para los más conservadores, márgenes más

estrictos[2].

En la norma IEEE se utiliza un único margen de disparo, para el caso de la IEC, cada país cuenta

con su propia regulación, por lo que pueden existir diferentes escalones, con tiempos de despeje

diferentes para cada porcentaje sobre el valor nominal.

El modelo de esta protección ha evolucionado desde su primer desarrollo, ahora cuenta con tres

escalones de respuesta, el modelo actual se complementa con la protección de sobretensión 59,

que se observara en la Figura 21.

Figura 21 Modelo actual de la protección de sobretensión y subtensión.

Los tiempos de disparo de la protección dependerán de los vectores de tiempo especificados

como se muestra en la Figura 22. Este modelo permite definir los márgenes de forma mucho

más aproximada a los estándares internacionales, y es posible acomodar las curvas de disparo

como es definido tanto en la norma IEEE como en la IEC.


Figura 22 Protección de sobretensión y subtensión

3.7. 81- Relé de subfrecuencia y sobrefrecuencia

La función de frecuencia es una componente fundamental en las protecciones de conexión de la

microrred a la red general, igualmente son muy importantes en los nodos de conexión de los

generadores, ya que son estas las que permiten regular el estado de la red. En caso de que ocurra

una pérdida de sincronismo o un blackout, las protecciones de sobre y subfrecuencia deben estar

en capacidad de aislar la microrred, antes de que el fallo en la red se extienda o que los

generadores de la microrred aporten a la pérdida de la inercia de la red.

La protección de sobre y subfrecuencia se basa en el uso de un Lazo de seguimiento de fase

(PLL) para definir los niveles de frecuencia, esta protección ha sido probada evaluando medidas

reales del blackout de la red de distribución NERC en 2003 [35]. Los márgenes de frecuencia se

definen al igual que en los modelos anteriores, establecidos por las respectivas normas de la

IEEE o la IEC. La lógica de funcionamiento se observa en la Figura 23

Figura 23 Diagrama de flujo funcionamiento protección de subtensión, corriente diferencial


Con el fin de permitir al usuario seleccionar los tiempos de respuesta de las protecciones, y los

diferentes márgenes establecidos en las diferentes regulaciones, el usuario tiene la opción de

definir los parámetros de dos márgenes de tiempo, un primer margen para la curva de

sobrefrecuencia y un segundo margen para la protección de subfrecuencia. En la Figura 24 se

ven los tiempos de respuesta estándares para la norma IEEE 1547 de 2003 [36] en la curva ITIC,

para generación inferior a 30 kW con la que se evaluó la respuesta de la protección.

Figura 24 Máscara de proteccion de frecuencia 81

3.8. 79- Reconectador

El reconectador es uno de los dispositivos más ampliamente utilizado en las redes de distribución

tradicionales, la posibilidad de reconectar la red de forma automática y proteger los fusibles de

fallas temporales que representan hasta un 80% de los casos[37], reduce los costos de reemplazar

fusibles, y mejora los indicadores SAIDI y SAIFI, al reducir los tiempos de desconexión cuando

son fallos temporales, que en otros casos deben ser atendidos por cuadrillas de

mantenimiento[2]. Las características de este dispositivo se encuentran definidas en la norma

internacional IEEE Std C37.60/ IEC 62271-111 [38], sus curvas de disparo se basan en la

protección de tiempo inverso con diferentes retardos de actuación y tiempos de reconexión

variable, que permite una mejor respuesta ante fenómenos temporales y un despeje de fallos

permanentes.


Estos dispositivos suelen ser los más afectados por la inclusión de generación distribuida y su

uso en estos esquemas es muy limitado y bajo consideraciones muy particulares [39], [40]. El

modelado de este equipo de protección permite evaluar su respuesta ante la inclusión de

generación distribuida y también permite evaluar la coordinación de protecciones en las zonas

de las redes donde se conserva la alimentación radial de la red. En la Figura 26 se observa el

diagrama de flujo de la protección implementada.

Figura 25 Diagrama de flujo y mascara del reconectador desarrollado.

El reconectador parte de la función 51 y se encuentra respaldado por una función instantánea

50, es importante resaltar que el usuario tiene la posibilidad de especificar el número de

reconexiones que se realizan antes de que se aísle la falla de forma permanente, y los márgenes

de la curva lenta se definen como un escalamiento sobre los parámetros de la curva de actuación

rápida.

Figura 26 Interfaz de respuesta reconectador de sobrecorriente


3.9. Fusible

El fusible es el dispositivo de protección de más amplia implementación en los sistemas de

distribución, su bajo costo, junto con su fiabilidad lo hace uno de los dispositivos más

importantes en las redes de distribución. El modelado de este dispositivo es particular para cada

fabricante, ya que sus curvas de respuesta, están definidas por los resultados de pruebas

destructivas en laboratorio y definen su curva característica tiempo-corriente (TCC en sus siglas

en inglés)[41].

El modelo desarrollado, parte del uso de regresiones lineales para generar las curvas de disparo

definidas por el fabricante, este modelo permite generar un equivalente a cualquier curva de

fusión, incluyendo el comportamiento aleatorio de actuación entre las curvas de mínimo tiempo

de fusión y máximo tiempo de apertura del fusible. El modelo implementado se observa en la

Figura 27. Este modelo sirve de base para evaluar la respuesta de zonas de la red que no se

encuentren intervenidas por generación distribuida y el comportamiento de la red ante

alteraciones no controladas.

Este fue uno de los primeros modelos de protección en ser incluidos en la tarjeta TI 280F337S,

dado a su amplio uso y el beneficio de poder probar la respuesta de la protección sin la necesidad

de realizar el cambio de estos dispositivos de forma continua, reduciendo los costos e incluyendo

un mayor número de curvas de disparo seleccionables, los resultados están expuestos en [26],

[27].

Figura 27 Diagrama de flujo funcionamiento fusible.


Con el fin de visualizar la curva de medida generada y comprobar su concordancia con la definida

por el fabricante, en la Figura 28 se observa la curva cargada a partir de los datos incluidos y la

interfaz del usuario.

Figura 28 Interfaz gráfica del fusible y curva de disparo generada.

3.10. Resumen

Este capítulo recopila los diferentes modelos de funciones de protección diseñados en la

plataforma de simulación MATLAB/Simulink. Los modelos desarrollados permiten realizar las

simulaciones de las estrategias de protección propuestas como solución al incremento de la

generación distribuida, y como herramientas para comprender el funcionamiento de estas

funciones de protección, igualmente representan un gran avance en esta plataforma, en la que

no existen modelos para estas funciones de protección y son un complemento ideal para la

creciente biblioteca de modelos presente en este ambiente de simulación.

Capítulo 4. Implementación en Software 47

CAPÍTULO 4

IMPLEMENTACION EN SOFTWARE

_______________________________________________________________

Establecida la lógica de las protecciones se procede a implementar los modelos

desarrollados en el ambiente de simulación Matlab/Simulink. Para poder cumplir con

esta tarea, se realizó un diseño de bloques base, que sirvieron de plataforma para

implementar las diferentes funciones de protección y se fueron complementado hasta

completar la base de datos descrita en el capítulo anterior.


4. IMPLEMENTACION EN SOFTWARE

Definidas la lógica de funcionamiento de las diferentes protecciones, se generó una base de datos

de diferentes componentes básicas, necesarias para implementar las protecciones, entre estas

componentes se encuentran bloques encargados de definir los parámetros de las protecciones,

algoritmos de decisión y cálculos de tiempo de actuación, entre otros. En este capítulo se realiza

una descripción de las componentes fundamentales y se complementa con los diagramas de flujo

propios para cada una de las subfunciones desarrolladas. Las demás componentes de las

protecciones se definen por medio de operaciones matemáticas y lógicas básicas que

complementan los elementos aquí descritos.

4.1. Cálculo del valor Pico y RMS

Como primera componente de las diferentes funciones de protección, se realizó una conversión

de señales senoidales a magnitudes, para ser interpretadas y manipuladas para definir el

comportamiento de las señales medidas. Para realizar este primer bloque básico, se partió de la

ecuación (2), la función definida en Simulink también toma como base esta función, dada la

importancia de minimizar los costos computacionales, se implementó de forma independiente.

0

2

0

1( )RMS

TU u t dt

T= (2)

El bloque implementado se observa en la Figura 29, donde se realiza el cálculo del cuadrado de

la señal, posterior a esto se realiza el cálculo del valor medio y después de garantizar que no sea

inferior a cero con la saturación, se realiza el cálculo de la raíz cuadrada, este procedimiento se


realiza de forma independiente para cada una de las fases estudiadas. Para el caso de que se

analice el valor pico de alguna señal se agrega una ganancia en la salida.

Figura 29 Bloque RMS implementado en Simulink.

4.2. Contador y ajuste para múltiples disparos

Dada la necesidad de calcular los tiempos de duración de las perturbaciones, para definir la

actuación de las protecciones, se realiza el cálculo del tiempo de retardo a partir de la sumatoria

discreta del tiempo. Una vez definido el contador, se compara la duración de la perturbación con

el tiempo de actuación definido por el usuario en la interfaz y se enclava la señal de disparo en

caso de ser superado. El diagrama de flujo del contador implementado se muestra en la Figura

30.

Figura 30 Diagrama de flujo contador.

Para el caso del reconectador, donde es necesario realizar múltiples actuaciones del interruptor,

se reajusto el modelo, agregando: un contador de actuaciones, un contador de tiempo entre

reconexiones, una selección de los tiempos de actuación y una selección de los tiempos de

reconexión dependiendo del estado de la red. El diagrama de flujo de su funcionamiento se

muestra en la Figura 31.

Figura 31 Diagrama de flujo implementación reconectador.


4.3. Definición de parámetros

Múltiples protecciones cuentan con varias configuraciones de parámetros, que dependen de las

diferentes configuraciones de la red, los parámetros son definidos por medio de la interfaz gráfica

y son almacenados en forma de vectores, cuyas variables son cargadas como constantes dentro

de los bloques de las protecciones, dichos parámetros son seleccionados utilizando bloques de

selección de ubicación y redirigidos a las operaciones de cada función, como se muestra en la

Figura 32.

Figura 32 Selección parámetros, protecciones con múltiples estados.

4.4. Dirección flujo de potencia

La dirección del flujo de potencia es utilizada en las protecciones direccionales, para definir las

configuración de los parámetros, la metodología para realizar el cálculo de dicha dirección, parte

del modelo planteado por M. M. Aman et al en [33] y es mejorado para realizar el cálculo de

forma continua, donde se realiza una comparación de la forma de onda a estudiar con una

referencia, corriente vs tensión de fase en el caso de la protección de sobrecorriente direccional.

La descripción del cálculo de la dirección se describe en el diagrama mostrado en la Figura 33.

Figura 33 Calculo dirección de flujo de potencia.


4.5. Regresión lineal plano logarítmico-logarítmico

El modelo de la curva de disparo del fusible, parte de una regresión lineal de cada una de sus

secciones. Al tratarse de una curva con escalas logarítmicas, se debe realizar una redefinición de

las componentes de la ecuación lineal como se define en la ecuación (3), cuyos valores de limite

en cada tramo son definidos por el usuario en la interfaz de la protección.

( )( log )

( ) 10a I b

t I+

= (3)

Donde a y b corresponden a las ecuaciones (4) y (5) respectivamente, como se presenta a

continuación.

( )

2 1

2 1

log( )

log

t ta

I I= (4)

( )2 1 2 1log( ) logb I I a t t= − (5)

Los valores I1, I2 corresponden a los límites de corriente de cada tramo de la curva TCC

entregada por el fabricante del fusible, y t1, t2 corresponden a los límites de tiempo. Los valores

de a y b son calculados para cada una de las secciones de la curva, definidos por el número de

elementos del vector ingresado por el usuario en la máscara, y son almacenados al momento de

guardar los datos en la máscara. A diferencia de las operaciones de decisión de las protecciones,

el cálculo de las regresiones matemáticas se realiza al inicializar las variables de cada bloque, por

lo tanto, dichos parámetros no pueden ser cambiados durante la ejecución de la simulación. La

linealización implementada en Simulink se muestra en la Figura 34, donde se muestra la

definición de la longitud de los vectores y el cálculo de los parámetros.

Figura 34 Calculo linealización mascara fusible en Simulink.

Posteriormente, al ejecutar la simulación los valores son cargados en vectores y por medio de

operaciones lógicas básicas, se define en que región de la curva se encuentra la corriente y se

calcula el tiempo de actuación correspondiente calculando la ecuación (3). La selección de la


región de la curva se muestra en la Figura 35. Establecida la región de la curva en la que se

evaluara la corriente, se realiza una definición de parámetros como se especifica en 4.3, tomando

los índices definidos en la máscara.

Figura 35 Selección sección curva de disparo.

Esta estrategia elimina el uso de funciones complejas y garantiza que se pueda implementar en

hardware, tal como será descrito en el capítulo 6. Este mismo principio se extiende a las

protecciones de frecuencia (81), sobretensión y subtensión (27/59), en una versión más

compacta, para definir los márgenes de las diferentes curvas de actuación.

4.6. Resumen

Este capítulo presenta una descripción de las subfunciones construidas como componentes

básicas para realizar la simulación de las diferentes protecciones desarrolladas. Con el fin de

explicar su funcionamiento, se realiza una breve descripción de las componentes de cada uno de

estos bloques y la lógica implementada para definir las aplicaciones de cada una de estas

subfunciones y bajo qué circunstancias son utilizados.

Capítulo 5. Aplicación en redes de prueba 53

CAPÍTULO 5

APLICACIÓN EN REDES DE PRUEBA

_______________________________________________________________

Definidos los modelos de las protecciones, es necesario realizar la simulación de las

estrategias de coordinación, que permitan verificar su respuesta ante los diferentes

ambientes de falla. Igualmente, su implementación como funciones modulares permite

realizar modelos conjuntos, donde se pueda evaluar diferentes beneficios de cada una de

las protecciones y su uso agrupado para afrontar las problemáticas causadas por la

generación distribuida.


5. APLICACIÓN EN REDES DE PRUEBA

Debido a que se realizó un amplio modelado de diferentes funciones de protección, en este

capítulo se busca complementar los resultados mostrados en los capítulos anteriores, mostrando

la evolución y estudio de la coordinación de protecciones en las diferentes redes de prueba, y

finalmente los resultados en una red general en la que se pueda comparar la respuesta de las

diferentes protecciones.

5.1. Primera red de prueba

La primera red de prueba que se implementó, para validar el funcionamiento de una estrategia

de coordinación de protecciones, se observa en la Figura 36.

Figura 36 Diagrama unifilar primera microrred de prueba.

Esta red consta de:

• Una fuente trifásica, que representa el equivalente de la red principal, a 13.2kV, 60Hz

(Icc3φ=277MVA y X/R=10)


• Una fuente trifásica, que representa una pequeña central hidroeléctrica, a 13.2kV, 60Hz

(Icc3φ=100MVA y X/R=10)

• Dos (2) cargas trifásicas conectadas en Yn de 500kW y 100kVAr cada una.

En esta red de prueba, los efectos de las líneas de distribución son despreciados. Así mismo, los

lugares donde ocurren las fallas, son descritos en esta red como LF-1 y LF-2.

A continuación, se describen los escenarios analizados:

• Escenario 1: transición a la configuración “CM-1”, configuración de la microrred de forma

radial.

• Escenario 2: transición a la configuración “CM-2”, configuración de la microrred en

operación en isla.

• Escenario 3: transición a la configuración “CM-3”, configuración de la microrred con

generación distribuida (GD)

Todas las fallas son generadas a través de una impedancia de 50Ω, para poder establecer un valor

de referencia en el marco comparativo.

En la Tabla 2 se listan los parámetros de las diferentes configuraciones, de los relés digitales

multiestado que han sido diseñados.

Tabla 2 Parámetros relés de protección

Parámetro

Configuración de los relés

RD-1 RD-2 RD-3

CM-1 CM-2 CM-3 CM-1 CM-2 CM-3 CM-1 CM-2 CM-3

IP (A) 70 0 50 0 70 50 40 40 40

IS (A) 210 0 150 0 210 150 120 120 120

n 0,9 0 0,9 0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9

K 55 0 55 0 55 55 30 30 30

TINS (ms) 50 0 100 0 50 50 5 5 5

Los resultados obtenidos de la simulación de todos los ambientes de falla se encuentran

resumidos en la Tabla 3. En todos los casos aquí analizados, las fallas fueron aisladas

garantizando la menor área de la red afectada. Los tiempos de despeje de la falla calculados y

reales, difieren debido a que el algoritmo programado para abrir el disyuntor está basado en el

cruce por cero de la corriente.


Tabla 3 Resultados tiempo de despeje y protecciones de aislamiento de falla

Escenario Punto falla

Falla Corriente falla

(A) Tiempo calculado

(S) Tiempo despeje

(S) Protección Activada

1

LF-1

Monofásico 86.8 1.01 1.05 R.M.1 Bifásico 242.6 0.25 0.26 R.M.1 Trifásico 276.9 0.25 0.26 R.M.1

LF-2


2

LF-1


LF-2


3

LF-1

Monofásico 63.65/ 86.5 1.31/ 1.02 1.275/ 1.01 R.M.1 /R.M.2 Bifásico 183.15/ 246.6 250/ 150 257.8/ 164.8 R.M.1 /R.M.2 Trifásico 203.7/ 275.7 250/ 150 256.15/ 163.7 R.M.1 /R.M.2

LF-2

Monofásico 55.18 0.83 0.82 R.M.3 Bifásico 217.6 0.05 0.06 R.M.3 Trifásico 246 0.05 0.06 R.M.3

La evaluación de los diferentes puntos de falla, permitió validar la coordinación entre los

diferentes relés, comprobando que las protecciones de respaldo si aísla el fallo en caso de que la

protección inmediata al punto de falla no actúe. También se evaluó la respuesta ante

perturbaciones no causadas por fallas en la red, situación en la que también se garantizó la

coordinación.

Con estos resultados es posible afirmar que esquema de coordinación de protecciones

implementado, y el modelo de relé digital multiestado desarrollado, garantizan una correcta

coordinación de protecciones en una microrred. Los tiempos de despeje se definieron de manera

prolongada al momento de diseñar, este esquema fue el primero en ser desarrollado y los tiempos

de actuación fueron dejados en márgenes superiores a valores reales de actuación.

5.2. Segunda red de prueba

La segunda red de prueba que se implementó para evaluar la respuesta de las protecciones fue

propuesta por McDermott en [23], como una red donde se puede evaluar los diferentes

ambientes criticos de una microrred.


Figura 37 Red de prueba de protecciones en microrredes IEEE.

Los parámetros de los diferentes elementos de la red, incluyendo los transformadores, líneas,

tipos de falla y generadores, son descritos en este articulo y en el artículo escrito por el comité

de análisis de sistemas de distribución de la IEEE [24].

Los escenarios de falla analizados son:

• Escenario 1: prueba de la protección ante una falla de alta impedancia, en un ramal

monofásico.

• Escenario 2: prueba de la protección ante una falla del sistema diferencial, cuando la falla

se encuentra dentro del área de cobertura.

• Escenario 3: prueba de la protección ante una falla mecánica del disyuntor, evaluación del

sistema de respaldo de las protecciones.

Las fallas simuladas a partir de los parámetros definidos por McDermott, que permiten

considerar los diferentes tipos de falla, se definen en la Tabla 4.

Tabla 4 Tipos de falla incluidos

Nombre g25 g0 pp ppg 3p

Fase AT AT AB ABT ABC

Impedancia (Ω) 25 1 1 1 1

Los parámetros de las protecciones se definen en la Tabla 5, incluyendo los tiempos de respuesta

y los tiempos de disparo para las protecciones de respaldo.


Tabla 5 Parámetros relés de protección

Protección Parámetro DR-1 DR-2 DR-3 DR-4 DR-5

Corriente diferencial Id(A) 0.5 0.5 0.5 0.3 0.3

Retardo(S) 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1

Subtensión Vmin(Pu) 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7

Retardo(S) 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1

Respaldo Tr(S) 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15

Los tres casos de falla que se analizan, dan una perspectiva general de la respuesta de las

protecciones ante los diferentes ambientes de falla. Sin embargo, la totalidad de los casos

simulados son recopilados en la Tabla 5.

Para todas las gráficas que se muestran a continuación, la respuesta temporal de las protecciones

utiliza una codificación que se define como:

• Línea discontinua en t=100ms: indicador inicio de falla.

• Línea punteada en otro tiempo: indicador actuación protecciones.

• A) Disparo protección, B) Tensión medida y C) Corriente medida.

A. Escenario 1:

Figura 38 Falla alta impedancia.

En este primer escenario que se observa en la Figura 38, se analiza la respuesta de la protección

ante una falla de alta impedancia g25 en el punto de falla F2, que se observa en la Figura 37. Para

simular el caso más crítico, la red se encuentra en una configuración en isla, donde la potencia

total es suministrada por el generador y la corriente de falla es mínima. Con esto, se garantiza

que el modelo implementado, es capaz de identificar fallas de alta complejidad y despejarlas de

manera adecuada. En t=200ms la protección DR-5 aísla la falla, en concordancia con el tiempo

de despeje propuesto en la Tabla 6.


B. Escenario 2:

Figura 39 Falla protección diferencial.

Un segundo caso de estudio es un fallo en el sistema de comunicación de la protección,

evaluando la respuesta de la función de subtensión cuando se pierde la medida diferencial. En la

Figura 39 se muestran los tiempos de despeje. Este segundo escenario se analiza en una red radial

para evaluar la respuesta del sistema en esta configuración y con una falla ppt. Para lograrlo DR-

2 verifica que la tensión en este punto es la mínima comparándose con las protecciones aledañas,

DR-1, DR-3, DR-4 y DR-5. Siendo DR-2 la protección más próxima al punto de falla, esta

disparará la protección después del margen de tiempo definido, garantizando la menor área de

falla afectada.

C. Escenario 3:

Figura 40 Respaldo de las protecciones.

Por último, se analiza el caso de un mal funcionamiento del disyuntor de una protección, que no

aísla la falla, y el disparo de las protecciones aledañas, como sistema de respaldo, como se observa

en la Figura 40. Esto se logra a través del sistema de disparo externo, lo que garantiza una correcta


coordinación de protecciones en todas las circunstancias. Este escenario se evalúa para una falla

g0 en la red con generación distribuida. Aunque DR-4 envía el disparo, al no actuar, DR-1 y DR-

2 aíslan la falla después del tiempo de retardo, bloqueando ambas fuentes de potencia para la

falla.

Los resultados de todos los ambientes de falla simulados se encuentran resumidos en la Tabla 5.

En todos los casos, el sistema de protección respondió de una forma adecuada, detectando las

fallas, garantizando el despeje de estas y la ausencia de actuación cuando estas estaban fuera de

la microrred, punto de falla F4.

Tabla 6 Cuadro resumen ambientes de falla

Escenario Punto falla Falla Corriente falla

(A) Tiempo despeje

(S) Protección Activada

Configuración radial

Falla 1 g0 80.5 0.200 R.1

Falla 2 g25 42.8 0.142 R.3

Falla 3

pp 81.5 0.102 R.2

ppt 118.1 0.050 R.2

3p 116.6 0.050 R.2

Configuración en isla

Falla 1 g25 43.8 0.25 R.1

Falla 2 g0 49.2 0.125 R.3

Falla 3

g0 35.0 0.120 R.4/R.5

pp 92.2 0.105 R.4/R.5

ppt 92.7 0.106 R.4/R.5

3p 101.3 0.056 R.4/R.5

Configuración con generación distribuida

Falla 1 g25 65.4 0.22 R.1

Falla 2 g0 41.9 0.151 R.3

Falla 3

g25 55.18 0.120 R.2/R.4&R.5

pp 105.1 0.055 R.2/R.4&R.5

ppt 100.6 0.055 R.2/R.4&R.5

Los resultados de la simulación demuestran que es posible optimizar el número de equipos de

protección a uno por zona, en la medida que se incrementa la inteligencia de las protecciones,

garantizando una respuesta rápida y un sistema de respaldo ante cualquier tipo de falla y

morfología de la red. Incluso, se despejo los ambientes de falla cuando hubo una desconexión

de la protección diferencial.

Por último, la protección diferencial es una opción robusta, que no depende de la configuración

de la microrred para responder a las necesidades del sistema. Aun así, es necesario evaluar todas

las posibles configuraciones de la microrred, y evaluar el sistema variando en el tiempo, ya que

en estas circunstancias las respuestas de estas pueden ser diferentes.


5.3. Tercera red de prueba

Se complementó la red desarrollada por McDemontt en [21], agregando un tercer generador

para evaluar la respuesta de las protecciones cuando la dirección de flujo es inversa. Esta red fue

específicamente desarrollada para probar la respuesta de las protecciones en los todos los

posibles ambientes de falla.

Los parámetros de los diferentes elementos de la red se conservan de los descritos en el artículo

de McDemontt y en el artículo del comité de análisis de sistemas de distribución de la IEEE

[22], a excepción del ramal en que se agregó el tercer generador, en el que se adicionó las dos

fases faltantes con los mismos parámetros de la fase original y se definió una potencia 1.5 veces

superior a la aportada por el generador 1.

Figura 41 Red de prueba para las protecciones

Las fallas introducidas al sistema son las definidas por McDermott y descritas en la Tabla 4. Los

parámetros de las protecciones están definidos en la Tabla 7, a diferencia del primer modelo de

la protección de sobrecorriente, este fue rediseñado para incluir los parámetros de una

protección comercial de sobrecorriente.

Tabla 7 Parámetros Protecciones

Parámetro R.1 R.2 R.3 R.4 R.5

1 2 1 2 1 2 1 2 1 2

Curva IEEE

VI IEEE

VI IEEE

VI IEEE

VI IEEE

VI IEEE

VI IEEE

VI IEEE

VI IEEE

VI IEEE

VI

M 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.1 1.2 1.1 1.2 1.2

Tesc 0.09 0.1 0.11 0.09 0.08 0.08 0.12 0.11 0.11 0.09

Tins (ms) 50 100 50 50 50 50 50 50 50 50

Escala 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2


Los escenarios de falla evaluados son:

• Escenario 1: Falla externa a la microrred, evaluación de la respuesta de las protecciones

ante un caso en el que estas no deberían actuar si no se supera el margen de corriente

nominal de los conductores.

• Escenario 2: Falla en un ramal de carga, en este caso se evalúa el funcionamiento básico

de la protección de sobrecorriente y el respaldo de las dos subsiguientes protecciones,

en caso de que esta no actue de manera adecuada.

• Escenario 3: fallo en una zona con flujos de corrientes bidireccionales, en este ambiente

de falla se evaluará el sistema de comunicaciones que debería enviar señal de disparo a

las protecciones R.4 y R.5 para garantizar un correcto aislamiento de la falla en estudio.

Los tres escenarios de falla son analizados en las tres configuraciones de la red posibles, que son:

• Configuración radial: sin presencia de generación distribuida

• Configuración en isla: que hay generación distribuida pero no está el respaldo de la red

principal.

• Configuración con generación distribuida: cuando hay generación distribuida y se cuenta con

respaldo de la red de distribución.

Resultados

Dado el número de ambientes de falla que son analizados, los resultados se condensaron en una

tabla donde se clasifican por los ambientes de falla simulados y su ubicación, se evaluaron

diferentes corrientes de falla para comprobar la respuesta de las protecciones de sobrecorriente

tanto instantánea como de tiempo inverso. Los resultados obtenidos se muestran en la Tabla 8.

De los resultados obtenidos se evidencia que la protección 1 está programada para actuar con

un retardo superior al de las demás protecciones, cuando la falla es externa a la microrred, esto

con el fin de permitir que las protecciones externas aíslen la falla y solo actúe la protección si

esta primera opción no ocurre.

Se evidencia igualmente que las protecciones que actuaron como complemento, en el caso de

los fallos en la zona 3 cumplieron con los márgenes de tiempo definidos, y solo incrementaron


los tiempos de despeje de falla en 5ms, para este caso ese será el tiempo de retardo que

demoraran las protecciones en comunicarse.

Tabla 8 Resultados simulación


(A) Tiempo despeje

(s) Protección Activada


Falla 1 g0 81.5 0.250 R.1

Falla 2 g25 45.3 0.132 R.1

Falla 3

pp 90.1 0.085 R.2

ppt 110.5 0.053 R.2

3p 115.9 0.052 R.2

Configuración en isla

Falla 1 g25 53.7 0.324 R.1

Falla 2 g0 60.5 0.125 R.3

Falla 3

g0 70.3 0.103 R.4/R.5

pp 81.1 0.095 R.4/R.5

ppt 87.6 0.087 R.4/R.5

3p 101.3 0.055 R.4/R.5

Configuración con generación distribuida

Falla 1 g25 93.4 0.195 R.1

Falla 2 g0 60.9 0.120 R.3

Falla 3

g25 .18 0.120 R.2/R.4&R.5

pp 150.1 0.055 R.2/R.4&R.5

ppt 157.6 0.059 R.2/R.4&R.5

Los resultados obtenidos demuestran que se puede optimizar el número de protecciones a una

por línea, incluso si su funcionamiento no es diferencial, esto solo se logra con esta configuración

del sistema de comunicación. La optimización de protecciones puede significar una reducción

de costos significativa, que defina la viabilidad de un proyecto o una reducción de los costos para

los usuarios finales, que son los que terminan solventando los costos de la modernización de la

red y la implementación de estas tecnologías en la factura de la energía.

Por último, se demuestra que este esquema de protección es una opción robusta, que garantiza

una respuesta adecuada y permite aislar todos los ambientes de falla, incluso si no se conoce el

punto de la red donde se encuentren conectados los generadores distribuidos, esto gracias a los

sistemas de comunicación, que permiten evaluar cada uno de los nodos que podría estar

contribuyendo a la corriente de cortocircuito total.

5.4. Red de prueba comparativa

Como red de prueba base para realizar el estudio de la respuesta comparativa de las estrategias

de coordinación planteadas, se tomó la red de 34 barras de la IEEE, que se encuentra descrita


con sus diferentes parámetros en [24], [42] y ajustada para evaluar su respuesta ante inclusión de

generación distribuida en [22], la red de prueba implementada se muestra en la Figura 42. A

diferencian de la red probada en el circuito 2, incluye cargas y permite evaluar la respuesta sobre

una red más compleja.

Figura 42 Red de 34 barras de la IEEE con inclusión de generadores asíncronos.

La red de 34 barras de la IEEE es un modelo de una red de distribución a 24.9kV, con un ramal

a 4.16kV, esta red fue seleccionada debido a que es posible evaluar la respuesta de múltiples

protecciones y evaluar estrategias de coordinación más complejas y con diferentes funciones de

protección.

Estrategia de coordinación de protecciones tradicional

Con el fin de evaluar la influencia de la generación distribuida sobre la coordinación de

protecciones radial, se realiza la coordinación de protecciones como se muestra en el diagrama

unifilar de la Figura 43, y posterior a esto se incluyó los generadores y se evaluó la respuesta de

las protecciones ante esta inclusión en caso de no ser consideradas al diseñar el esquema de

protecciones.


Figura 43 Coordinación de protecciones diseñada para la red de 34 barras radial.

Las protecciones utilizadas en la red radial y sus parámetros se notan en la Tabla 9, estos son los

parámetros de las protecciones que se utilizarían en un esquema radial con un sistema de ahorro

de fusibles, y un respaldo suministrado por una protección de sobrecorriente en la subestación.

Las curvas del fusible se notan como (Imta) máximo tiempo de apertura y (Imtf) mínimo tiempo

de fusión.

Tabla 9 Parámetros protecciones red radial 34 barras

Tipo Parámetros de la protección

Fusible 1

Imta 19.90 24.10 27.46 34.73 40.26 51.36 64.95 116.33

Imtf 17.91 21.69 24.71 31.25 36.23 46.22 58.45 104.69

t 1023 300.4 100.5 9.3 1.95 0.3 0.1 0.01

Fusible 2

Imta 49.76 60.25 68.64 86.82 100.65 128.4 162.39 290.84

Imtf 44.8 54.2 61.77 78.1 90.6 115.6 146.2 261.8

t 1024.6 290.3 99.8 9.6 2.3 0.3 0.1 0.01

Fusible 3

Imta 49.76 60.25 68.64 86.82 100.65 128.4 162.39 290.84

Imtf 44.8 54.2 61.77 78.1 90.6 115.6 146.2 261.8

t 1024.6 290.3 99.8 9.6 2.3 0.3 0.1 0.01

Fusible 4

Imta 178.5 186.2 202.5 236.7 313.1 457.5 659.1 1140.1

Imtf 160.7 167.6 182.2 213.0 281.8 411.8 593.2 1026.1

t 964.96 192.48 41.82 13.74 3.54 0.98 0.27 0.04

50/51 I pickup (A) Ajuste de disparo Mult. de tiempo

Tiempo instantáneo (s)

Escala

375 1.25 0.01 0.001 1.35

79

Curva I pickup

(A) Ajuste de disparo

Mult. de tiempo Tiempo

instantáneo (s) Escala

Rápida 187 1 0.001 0.001 8

Lenta 187 1 0.02 0.001 8

Retardo reconexión rápida

(ms) 100

Retardo reconexión lenta

(ms) 200

Numero reconexiones

2


Los tiempos de respuesta de las protecciones se muestran en la Tabla 10. En esta se resumen los

ambientes de falla tanto en la configuración radial básica, como en el caso de que se incluya la

generación distribuida sin cambiar las configuraciones de las protecciones. Para el caso de la

actuación del reconectador se especificará el número de disparos que ejecuta antes de aislarse el

ambiente de falla.

Tabla 10 Escenarios de fallo analizados caso base


(A) Tiempo despeje

(ms) Protección Activada


F1 g0 700.52 17.45 50/51

F2 g25 502 14.8/19.7/60 79

F3 pp 140 20.6/19.1/35.1 79/79/Fus1

F4 3p 610.3 13.7/15/29.1 79/79/Fus4

F5 3p 331.5 15.1/19.1/35.1 79/79/Fus3

F6 3p 225.2 16.7/14.56/44.01 79/79/Fus2

Configuración Radial con generación distribuida

F1 g0 630.2 14.12 50/51

F2 g25 460 15 79

F3 pp 190 13.5 Fus1

F4 3p 740.3 15.3 Fus4

F5 3p 331.5 12.5 Fus3

F6 3p 426 12.5 Fus2

Con el fin de mostrar uno de los ambientes de fallo analizados, en la Figura 44 se muestra la

respuesta del fallo F5, en la configuración radial sin inclusión de generación distribuida y en la

Figura 45 con inclusión de generación distribuida.

Figura 44 Actuación de las protecciones coordinadas


Figura 45 Actuación protecciones ante ambientes de falla con generación distribuida.

Cuando se incluye la generación distribuida, se observa que el fusible es el primer elemento de

protección en actuar, tal como se describió en la sección 2.2, la generación distribuida aumenta

la corriente de falla, pero esta no es percibida de la misma manera por ambos dispositivos de

protección, para el caso del fusible, hay un incremento y para el caso del reconectador una

disminución, lo que causa una mala coordinación entre ambos dispositivos, perjudicando a los

usuarios, para los cuales el tiempo de despeje de falla, en caso de haber sido temporal, se

incrementa hasta realizar el recambio de los dispositivos de proteccion.

Estrategia de coordinación de protecciones de sobrecorriente centralizadas

Con el fin de garantizar que las protecciones funcionen de manera óptima ante estos diferentes

ambientes de falla, alterados por la generación distribuida, se realizó el cambio de los esquemas

de coordinación de protecciones, la primera estrategia de coordinación implementada son las

protecciones de sobrecorriente asistida por una unidad central de control descrita en la sección

5.1. El esquema del sistema implementado con esta nueva protección se observa en la Figura 46,

a diferencia de la coordinación de protecciones en la red radial, está ya cuenta con dos

configuraciones de seteo que le permiten adaptarse de una mejor manera, para aislar las fallas y

garantizar un respaldo adecuado de las mismas.


Figura 46 Red 34 barras con protecciones 50/51 centralizadas.

Los parámetros de las protecciones implementadas se notan en la Tabla 11, la unidad central

definirá dos estados de la red, cuando los generadores distribuidos no se encuentran conectados

a la red, y cuando estos están conectados, para definir que parámetros configurar en las

protecciones.

Tabla 11 Parámetros protecciones 50/51 centralizadas


50/51 Configuración Curva I pickup (A) Ajuste de disparo

Multiplicador de tiempo

Tiempo instantáneo (ms)

Escala

RL-1 Radial IEC SI

375 1.25 0.0075 10 1.4

Gen. Distribuida IEC SI 1.25 0.0075 10 1.4

RL-2 Radial IEC SI

187 1 0.015 10 3

Gen. Distribuida IEC SI 1.25 0.020 10 3

RL-3 Radial IEC SI

187 0.530 0.011 10 8


RL-4 Radial IEC SI

100 2.0 0.50 10000 100


RL-5 Radial IEC SI

800 2.0 0.50 10000 100


Los parámetros de los fusibles se conservan estables con respecto a la red radial, ya que estos

dispositivos se ubican en zonas de la red donde el comportamiento se mantiene con un flujo

monodireccional, independientemente de la configuración de la red y el aporte de la generación

distribuida.


Los ambientes de falla analizados y los tiempos de actuación se notan a continuación en la Tabla

12, a diferencia de la red radial, en esta configuración ya se garantiza que las protecciones

actuaran de forma adecuada y controlada ante los diferentes ambientes de falla, como

observación es necesario aclarar que esta estrategia de protección debe ser reajustada en la

medida que se incluyan nuevas fuentes de generación distribuida.

Tabla 12 Escenarios de fallo analizados protecciones 50/51 centralizadas


(A) Tiempo despeje

(ms) Protección Activada


F1 g0 700.52 19.08 RL-1

F2 g25 502 17.3 RL-2

F4 ppt 610.3 52.38 RL-3

F6 3p 225.2 40.01 RL-3

Configuración con generación

distribuida

F1 g25 630.2 18.04/34.8 RL-1/RL-2

F2 g0 460 35.28 RL-2

F4 pp 740.3 17.1/18.4/25.8 RL-5/RL-3/RL-4

F6 3p 426 21.3/23.4 RL-4/RL-3

Estrategia de coordinación de protecciones diferencial de corriente respaldada

por subtensión descentralizada

La segunda estrategia de coordinación de protecciones está basada en la descrita en la sección

5.2, esta estrategia de protección incluye una función diferencial de corriente asistida por una

protección de tensión, a diferencia de la sección 4.2 se complementó la protección de subtensión

con la protección de sobretensión, tal como se describe en el diagrama circuito mostrado en la

Figura 47, el funcionamiento de este sistema tiene como función principal la protección

diferencial de corriente, y en caso de que se pierda la conexión entre los dos puntos de medida

la protección de tensión debe aislar los ambientes de falla, mientras es resuatuardo el sistema de

comunicaciones.

Esta estrategia de protección se caracteriza por su velocidad para definir el estado de falla y la

alta confiabilidad para aislar las fallas dentro de las zonas de la red protegidas por cada

protección. Esta estrategia de protección cuenta con 8 relés, más dos fusibles, conectados en los

ramales que se conservan radiales.


Figura 47 Diagrama red 34 barras con estrategia de protección hibrida, protección diferencial de corriente asistida por protección de subtensión y sobretensión.

Los parámetros de las protecciones se notan en la Tabla 13, se dividirán por tipo de función para

relacionar los parámetros de forma conjunta.

Tabla 13 Parámetros protecciones de corriente diferencial y tensión.

Función Protección Inom (A)

∆I(%) I compensación (PU)

∆I cambio (%)

I instantánea (PU)

Tiempo disparo

87

RL-1 100 30 5 60 7 0.01

RL-2 85 30 5 60 7 0.01

RL-3 80 30 5 60 7 0.01

RL-4 100 30 5 60 7 0.01

RL-5 800 30 5 60 7 0.01

RL-6 100 30 5 60 7 0.01

Función Variable Magnitud

27/59

Porcentaje tensión 150 130 130 120 120 110

Tiempo despeje 0.001 0.005 0.01 0.05 0.05 0.1

Porcentaje tensión 90 90 70 50 50 20

Tiempo despeje 1 0.05 0.05 0.005 0.005 0.001

Frecuencia (Hz) 60 Tensión (kV) RL-1,2,3,4,6,8 24 RL-5,7 4.16

Como ejemplo de la gráfica generada para cada una de las protecciones se muestran las curvas

de la protección RL-1 en la Figura 48.


Figura 48 Parámetros protección RL-1: a) función 27/59 y b) función 87.

Los resultados de los tiempos de actuación de las protecciones se notan en la Tabla 14.

Tabla 14 Tiempos de actuación protección de corriente diferencial y subtensión.

Protección Escenario Punto falla Falla Corriente falla (A)

Tiempo despeje (ms)

Protección Activada

87


F1 g0 1505 11.89 RL-1

F2 g25 378.9 10.76 RL-2

F4 ppt 573.8 13.21 RL-5, RL-7

F6 1p 300.2 10.55 RL-4, RL-8


F1 g0 1575 10.05 RL-1, RL-2

F2 g25 357.5 13.87 RL-2, RL-3

F4 ppt 758.9 12.68 RL-5, RL-7

F6 3p 527.3 12.52 RL-4, RL-8

27/59


F1 g0 1542 16.65 RL-1

F2 g25 372.2 66.73 RL-2

F4 ppt 573.8 20.75 RL-7

F6 3p 344.2 60.29 RL-8


F1 g25 1575 60.49 RL-1, RL-2

F2 g0 357.5 61.45 RL-2, RL-3

F4 pp 758.9 64.22 RL-5, RL-7

F6 g0 527.3 60.18 RL-4, RL-8

Con el fin de visualizar la respuesta de ambas protecciones ante los diferentes ambientes de falla,

en la Figura 49 y la Figura 50, se observa la respuesta comparativa de la protección RL-4 ante un

fallo monofásico en F6 en la red con generación distribuida, cuando el sistema de comunicación


entre los CTs se encuentra conectado (función diferencial), y cuando hay un problema en la

comunicación (función de subtensión) respectivamente.

Figura 49 Actuación protección diferencial de corriente.

Figura 50 Actuación función de subtensión de respaldo.

Aunque este esquema de protección es muy fiable, su elevado costo de implementación, la

necesidad de ubicar gran número de transformadores de medida, los costos de interconexión

hacen de este modelo poco viable para ser implementado en una red de distribución real.


Estrategia de coordinación de protecciones direccional de corriente

descentralizada

Finalmente se presenta la estrategia de coordinación de protecciones propuesta por el autor, este

esquema parte de la función direccional de corriente y se complementa con un sistema de

comunicaciones que permite definir la dirección del flujo de corriente de las protecciones

circundantes al fallo, está expuesto en la sección 5.3.

El principal beneficio de esta estrategia de coordinación de protecciones, es que permite

garantizar que no existan corrientes provenientes de ninguna protección circundante al punto de

fallo, salvaguardando la vida de las personas, incluso cuando se trata de generadores que no se

consideraron al momento de diseñar el esquema de protecciones. Igualmente, este esquema

reduce el número de protecciones necesarias para garantizar el despeje de fallo y elimina la

necesidad de incluir medidas diferenciales en las líneas de distribución.

El esquema propuesto para la red de 34 barras se muestra en el diagrama de la Figura 51, los

parámetros de las protecciones se resumen en la Tabla 15.

Figura 51 Diagrama protecciones direccionales asistidas por comunicaciones.


Tabla 15 Parámetros protecciones direccionales y comunicaciones.


50/51 Configuración Curva I pickup (A) Ajuste de disparo


Tiempo instantáneo (ms)

Escala

RL-1 Directa IEC SI

375 1.25 0.0079 10 3

Inversa IEC SI 1.25 0.0075 50 1.5

Conexiones RL2 Posición Adelante Polaridad + Retardo 0

RL-2 Directa IEC SI

130 1 0.0069 10 8

Inversa IEC SI 1 0.015 10 8

Conexiones

RL-1 Posición Atrás Polaridad + Retardo 10ms

RL-3 Posición Adelante Polaridad - Retardo 0


RL-3 Directa IEC SI

130 1.2 0.0089 10 8

Inversa IEC SI 1.2 0.021 10 8

Conexiones RL-2 Posición Adelante Polaridad - Retardo 0


RL-4 Directa IEC SI

1000 1.195 0.011 10 3

Inversa IEC SI 1.195 0.011 10 3

Conexiones RL-2 Posición Adelante Polaridad - Retardo 0


Los resultados obtenidos de realizar las pruebas de la coordinación de protecciones se muestran

en la Tabla 16, donde se describen los ambientes de falla analizados.

Tabla 16 Tiempos de actuación protección direccional asistida por comunicaciones.

Protección Escenario Punto falla Falla Corriente falla (A)

Tiempo despeje (ms)

Protección Activada

67


F1 g0 1465 10.51 RL-1

F2 g25 378.3 10.73 RL-2

F4 ppt 139.5 194.83 RL-2

F6 1p 322.7 19.84 RL-2


F1 g0 1525 17.45/22.67 RL-1, RL-2

F2 g25 357.5 75.1/86.52/85.4 RL-2,RL-3,RL-4

F4 ppt 158.1 24.32/25.57/14.48 RL-2,RL-3,RL-4

F6 1p 478.1 65.37/52.72/62.76 RL-2,RL-3,RL-4

Con esta estrategia de coordinación se garantiza un respaldo de todas las protecciones, y su

sistema de comunicaciones permite reducir los tiempos de actuación, igualmente al evaluar la

dirección del flujo de la corriente, se garantiza que incluso corrientes por debajo del valor

nominal de configuración de las protecciones, que podrían llegar a causar un accidente sean

aisladas, protegiendo a los equipos y las personas que interactúan con la red.


5.5. Resumen

En este capítulo se realiza la descripción de las diferentes redes de prueba implementadas para

realizar el estudio de las protecciones modeladas. Se realiza una simulación de una red de media

tensión, donde se evalúa su comportamiento ante diferentes configuraciones del sistema y se

introducen múltiples ambientes de falla que comprueban la respuesta adecuada del sistema de

protección y su capacidad para diferenciar fallas, de fenómenos transitorios que se presentan en

la red.

Capítulo 6. Implementación en hardware 76

CAPÍTULO 6

IMPLEMENTACIÓN EN HARDWARE

_______________________________________________________________

Como complemento a la etapa de simulación y con el fin de evaluar el comportamiento

de las protecciones ante perturbaciones reales de una red, se implementaron las

protecciones en una red física con los resultados aquí expuestos. Se realiza una

descripción básica de las protecciones implementadas y las componentes periféricas

desarrolladas para generar la red de prueba de las protecciones.


6. IMPLEMENTACIÓN HARDWARE

Para realizar el análisis de los tiempos de respuesta de las protecciones, e incluir tiempo de

actuación reales, se realizó el montaje de una red educativa de prueba, la ejecución se dividió en

dos etapas, una primera etapa en la que se evaluó la respuesta de las protecciones ante fallos

provenientes de señales recopiladas por operadores de red y que será descrita en la sección 6.1 y

una segunda etapa donde se evaluó la respuesta de las protecciones ante fallos en tiempo real,

en el montaje de una red eléctrica funcional y equivalente a un circuito eléctrico, con todas las

componentes de un sistema de protecciones, que es descrito en la sección 6.2.

6.1. Análisis ante ambientes de falla recopilados de la red eléctrica

Red de Prueba implementada

Con el fin de realizar el montaje de la red de prueba para evaluar la respuesta de las protecciones,

se dividió en tres módulos su ejecución, que se observan en la Figura 52 y se describirán a

continuación.

Figura 52 Red de Hardware implementada.

a. Generación de Señales y simulación de la red

Utilizando la tarjeta 1103 de Dspace, se desarrolló una plataforma para generar señales

equivalentes al comportamiento de la red, y simular redes de distribución donde evaluar la


respuesta de las protecciones. En el artículo [26] se resumen los resultados obtenidos como

respuesta de las protecciones ante fallos de la base de datos de la DOE/EPRI y el operador de

red local CHEC. Los datos son cargados a la tarjeta por medio de una interfaz con el programa

Simulink como se muestra en la Figura 53.

Figura 53 Red desarrollada en Simulink para extraer señales de la tarjeta Dspace 1103.

b. Modelado Protección

Las señales provenientes de la generación de señales son llevadas a la tarjeta TI 280F337S, las

señales son adquiridas por medio de conversores análogos digitales (DAC), a partir de las señales

previamente escaladas por medio de un divisor de tensión, a los márgenes de funcionamiento de

los pines de adquisición ADC, entre 0 y +3.3V.

Posterior a la adquisición, se realiza un reajuste de los parámetros para garantizar que se

conserven los márgenes actuación definidos. Realizado el acondicionamiento de las señales

adquiridas, se procede a evaluar los márgenes de actuación dependiendo del tipo de protección

y de esta manera definir si es necesario enviar una señal de disparo. Los parámetros de la

protección son definidos a través de la interfaz desarrollada en Simulink para cada protección, y

son cargados en la memoria de la tarjeta TI. Por ultimo y dependiendo del tipo de protección

implementada, se definieron el número de puertos de salida (GPIO).

Figura 54 Modelo cargado en la tarjeta TI, desarrollado en Simulink.


c. Módulo de interruptores

Como última componente de esta red de prueba, se incluyó un módulo de interruptores, que

permite evaluar los tiempos de actuación y visualizar la actuación de las protecciones modeladas

en la tarjeta. En la Figura 55, se observa el diagrama unifilar del módulo de interruptores

implementados, donde se conectaron las sondas de medida.

Figura 55 Modulo de interruptores utilizado

El montaje de la red de prueba se observa en la Figura 56, en ella se observan las diferentes

componentes de la red, 1) Señal obtenida en el osciloscopio conectado al módulo de relés, 2)

Red simulada en Simulink para cargar los datos de las bases de datos, 3) Datos simulados en

Simulink gravados en la tarjeta TI Delfino, 4) Tarjeta TI Delfino 280F337S, 5) Módulo de relés,

6) DSpace 1103.

Figura 56 Red de prueba fisica de las protecciones electricas implementadas en hardware.


Ambientes de falla analizados

Implementado el modelo de las protecciones, se procedió a definir los ambientes de falla que se

deseaban analizar, los casos de falla que se consideraron son:

a. Fallos DOE/EPRI

Los parámetros tanto en estado nominal, como en estado de falla, para los casos de estudio

analizados de la base de datos de la DOE/EPRI, se encuentran caracterizados en la Tabla 17.

Con el fin de evaluar la respuesta de las protecciones, se realizó una extensión del estado

estacionario de la falla, permitiendo evaluar su respuesta y comprobar los tiempos de despeje.

Tabla 17 Valores pico en amperios para los casos DOE/EPRI.

Código Tipo de fallo. Corriente Pico Fase

A. B. C.

0021 Monofasico. Nominal 506.9 512.6 527.4

Falla 588.9 1444 556.8

3745 Bifasico. Nominal 402.8 407.7 367.4

Falla 5040 787.4 5782

3235 Trifasico. Nominal 483.6 452.4 482.2

Falla 1819 1845 1743

b. Fallos CHEC

Al igual que en el caso de las señales de la DOE/EPRI, en la Tabla 18 se presenta un resumen

de las características de las señales de falla. Dado que el operador de red solo cuenta con

monitoreo de las subestaciones de 115kV, se realizó la simulación de los ambientes de falla a

este nivel de tensión.

Tabla 18 Valores pico en amperios para los ambientes de falla CHEC

Tipo de fallo. Corriente Pico Fase

A. B. C.

Monofasico. Nominal 42.07 40.78 39.89

Falla 56.76 78.92 300.9

Bifasico. Nominal 125 125 128.8

Falla 138.2 2047 1891

Trifasico. Nominal 98.76 100.3 92.08

Falla 397.7 419.1 410.15


Ajuste de las protecciones

Para cada uno de los casos evaluados, se tomaron diferentes valores de ajuste, tanto del fusible

como de la protección de sobrecorriente de tiempo inverso, e instantáneo. Esto debido a que

son ambientes de falla en diferentes ramales, con valores nominales de corriente particulares. A

continuación, se muestra la información de los ajustes para cada uno de los escenarios de falla.

a. Casos DOE/EPRI

Los ajustes seleccionados para la protección de sobrecorriente en los escenarios DOE/EPRI se

describen en la Tabla 19.

Tabla 19 Ajustes para la protección de sobrecorriente en los escenarios de falla DOE/EPRI

Tipo de Fallo

Ajustes de la protección

I pickup (A)

Ajuste de disparo



Escala

Monofasico 493 0.85 0.010 0.015 5

Bifasico 467 1.1675 0.016 0.015 6

Trifasico 445.5 0.81 0.010 0.014 5

Las curvas utilizadas para el fusible en los escenarios DOE/EPRI se describen en la Tabla 20.

Tabla 20 Ajustes para el fusible en los escenarios de falla DOE/EPRI

Tipo de Fallo Ajustes de la protección

Monofasico I 303 380 448 500 737 800 1120 1700 2500 3200

t 1000 500 100 50 10 5 1 0.1 0.05 0.01

Bifasico I 303 380 448 500 737 800 1120 1700 2500 3200

t 1000 500 100 50 10 5 1 0.1 0.05 0.01

Trifasico I 303 380 448 500 737 800 1120 1700 2500 3200

t 1000 500 100 50 10 5 1 0.1 0.05 0.01

b. Casos CHEC

Los ajustes seleccionados para la protección de sobrecorriente en los escenarios CHEC se

describen en la Tabla 21.

Tabla 21 Ajustes para la protección de sobrecorriente en los escenarios de falla Chec

Tipo de Fallo Ajustes de la protección

I pickup (A)

Ajuste de disparo

Mult. de tiempo


Escala

Monofasico 53 1.06 0.010 0.013 6

Bifasico 161 1.0733 0.016 0.015 9

Trifasico 98 0.98 0.026 0.015 5

Las curvas utilizadas para el fusible en los escenarios CHEC se describen en la Tabla 22.


Tabla 22 Ajustes para el fusible en los escenarios de falla Chec

Tipo de Fallo Ajustes de la protección.

Monofasico I 32 38 43 50 63 80 103 150 198 433

t 1000 500 100 50 10 5 1 0.1 0.05 0.01

Bifasico I 127 150 188 210 295 320 464 620 808 1400

t 1000 500 100 50 10 5 1 0.1 0.05 0.01

Trifasico I 77 97 110 114 116 210 215 233 290 300

t 1000 500 100 50 10 5 1 0.1 0.05 0.01

Resultados

Los resultados obtenidos de las pruebas realizadas se encuentran resumidos en la Tabla 23 y

Tabla 24, para cada tipo de protección respectivamente, como serán descritos en las dos

siguientes subsecciones, en la Figura 57 y Figura 58, se observan dos de los casos estudiados,

describiendo el comportamiento de las señales medidas. A partir de estos resultados es posible

comprobar la correcta actuación de las funciones de tiempo inverso e instantánea de la

protección de sobrecorriente, y la actuación del fusible en los tiempos establecidos.

a. Protección de sobrecorriente

Para el caso de la protección de sobrecorriente se evaluó la respuesta instantánea y de tiempo

inverso. La Figura 57 muestra tanto las tres fases del sistema, como el disparo de la protección

al detectar el fallo. De la misma forma, se puede observar que ante una condición normal del

sistema la protección no dispara, lo que sugiere una actuación correcta de la misma.

Figura 57 Respuesta de la protección de sobrecorriente y el interruptor ante un fallo.


En la Figura 57 se presenta la forma de onda en estado nominal de la red. Al momento de la

inclusión de la falla, la protección empieza a realizar el conteo del tiempo de retardo, definido

en la interfaz para garantizar que no se trate de un aumento de carga temporal, posteriormente

define el disparo de la protección. El tiempo de actuación de la protección difiere del tiempo de

despeje, esto debido a que se considera el tiempo de apertura del interruptor, para el caso de

estas pruebas el tiempo de interrupción es mínimo ya que la corriente circulando por el circuito

es del orden de los miliamperios y su despeje es previo al cruce por cero.

En la Tabla 23 se muestran los tiempos de actuación de la protección de sobrecorriente y los

interruptores en los escenarios de fallo presentados. Con estos resultados se comprueba la

correcta respuesta de la protección de sobrecorriente.

Tabla 23 Tiempos actuación protección de sobrecorriente bajo los escenarios de prueba.

Escenarios de Prueba

Tipo de Fallo Tiempo total de

falla (ms) Tiempo de

actuación (ms) Tiempo de despeje

(ms)

DOE/EPRI

Monofasico 46.54 44.34 2.2

Bifasico 25.1 21.92 3.18

Trifasico 36.89 34.72 2.18

CHEC

Monofasico 18.31 15.33 2.97

Bifasico 21.72 18.63 3.1

Trifasico 61.4 58.33 3.07

b. Fusible

En la Figura 58 se muestra la actuación del fusible durante el escenario de falla monofásica, en

uno de los casos analizados. Además, se puede observar que el modelo del fusible actúa dentro

de los márgenes establecidos. Lo anterior, a l garantizar el funcionamiento normal del sistema

en estado nominal, e interrumpiendo el flujo de corriente únicamente cuando se superen los

márgenes establecidos en sus ajustes. También, se observa que el aislamiento de la falla se

produce únicamente en las fases intervenidas con la perturbación, permitiendo el flujo de

corriente por las fases no relacionadas con el fallo.


Figura 58 Actuación del fusible ante un escenario de falla monofásico.

En la Tabla 24 se muestran los tiempos de actuación para el fusible en los escenarios de fallo

presentados. A diferencia de la protección de sobrecorriente, estos dispositivos presentan

tiempos de actuación diferentes entre las fases, esto se debe a que los picos de corriente

dependen del ángulo de inserción de fallo, lo que causa una variación en los tiempos de despeje

y la magnitud temporal de la corriente de falla en cada una de las fases.

Tabla 24 Tiempos para la actuación de la protección de sobrecorriente bajo los escenarios de prueba.

Escenario de Prueba

Tipo de Fallo

Tiempos por fase.

Tiempo total en falla (ms)

Tiempo de detección (ms)

Tiempo de corte. (ms)

A B C A B C A B C

DOE/EPRI

Monofasico 42.07 - - 40,02 - - 2,05 - -

Bifasico - 25.56 - - 22.41 - - 3.16 -

Trifasico 11.97 54.35 83.64 9.9 - - 2.07 - -

CHEC

Monofasico - 29.08 - - 26.17 - - 2.91 -

Bifasico 27.23 19.06 - - 16.36 - - 2.7 -

Trifasico 20.28 20.89 26.5 - 18.68 - - 2.21 -

6.2. Análisis ante ambientes de falla en tiempo real

Evaluada la respuesta de las protecciones ante perturbaciones reales del sistema de distribución,

se realizó el montaje de un módulo educativo independiente, en el que se evaluará la respuesta


ante ambientes de falla en tiempo real de la protección, incluyendo un módulo de adquisición

con CTs de medida y un módulo de cargas con múltiples puntos de conexión.

Red de Prueba implementada

Basándose en la red de prueba del primer sistema, se complementó la red y se mejoró la respuesta

de los diferentes módulos, las componentes de la red de prueba se notarán a continuación y se

resumirán en la Figura 59.

Figura 59 Red de prueba protecciones.

a. Alimentación de la red

La conexión del módulo de prueba a la red eléctrica, se realiza por medio de una fuente regulable

trifásica a 220VL-L, conectado a un transformador de aislamiento a este mismo nivel de tensión

conectado en DY11, que se encuentra montado dentro de la mesa de trabajo sobre la que se

implementó el montaje.

b. Transformadores de corriente

El módulo de la protección realiza la medida por medio de tres transformadores de corriente

(CTs) de 10A/1V para la adquisición de señales, que serán adecuadas por el módulo de

adquisición del relé para definir el disparo de la protección.

c. Adquisición de las señales

Para implementar las protecciones se utilizó la tarjeta TI 280F337S. Se adquirieron las señales

de entrada provenientes de los CTs y se adecuaron a los parámetros de entrada de la tarjeta (0 a

3.3 Vdc), el diagrama unifilar del módulo de adquisición se observa en la Figura 60, la

alimentación del circuito de adquisición es obtenida de la misma tarjeta del relé, este módulo es

una de las nuevas componentes de la red de prueba y garantiza que la corriente proveniente de

los CT y los niveles de tensión no dañen los DAC de la tarjeta TI.


Figura 60 Adecuación señales de entrada CTs.

El circuito de adquisición adiciona un offset a la señal senoidal de tensión, independizando

ambas componentes, para garantizar que el divisor de tensión que define el offset de +1.66V,

no afecte sobre la señal senoidal en Vin. Como protección para garantizar que los niveles de

tensión no salgan de los valores nominales de la tarjeta, se agregaron dos diodos, un Zener

1N4728 que limita picos superiores a +3.3V y un diodo rápido 1N4148, que limita las tensiones

inferiores a -0.5V. Finalmente se implementó un fusible de 100mA que proteja la tarjeta ante

una posible sobrecorriente.

d. Implementación protección

El programa implementado en la tarjeta se desarrolló en el ambiente de simulación

MATLAB/Simulink y comprende las mismas componentes del utilizado en la primera red de

prueba y expuesto en la Figura 54. El programa consta de cuatro etapas: 1) Adquisición de las

señales de entrada por medio de tres entradas ADC, con una resolución de 12 Bits y una

frecuencia de muestreo de 2kHz. 2) Adecuación de las señales de entrada y amplificación de las

señales a los márgenes nominales de actuación. 3) Implementación de la lógica de la protección

seleccionada en cada caso. 4) Definición de disparo de la protección por medio de pines de salida

lógica GPIO. A diferencia del modelo desarrollado en la red de prueba anterior, el modelo

implementado en este montaje en las tarjetas, funciona de forma independiente de Simulink,

después de cargar las funciones al hardware.

e. Modulo Interruptor

El módulo de los interruptores conserva sus características iguales al del modelo anterior, varia

su conexión, ya que en este caso si existe un flujo de corriente correspondiente a la corriente de

falla real.


f. Módulo de carga

Dada la necesidad de modelar diferentes ambientes de falla, y la variación de las cargas en

configuraciones simétricas y asimétricas, se diseñó un módulo que permitiera incluir igualmente,

cargas lineales y no lineales para cada una de las fases de la red. Para el caso de la evaluación de

fallos, se definieron cuatro configuraciones diferentes en el módulo, estudiando fallas simétricas

y asimétricas. El diagrama esquemático del módulo desarrollado se observa en la Figura 61. Se

implementaron interruptores para cada una de las cargas conectadas en paralelo, en cada una de

las fases y puntos de conexión universal donde se introdujeron los diferentes tipos de fallo.

Figura 61 Diagrama módulo de carga diseñado.

Escenarios de falla y ajuste protecciones

a. Escenarios de falla

Definida la red de prueba y el modelo de las protecciones, se procedió a definir los ambientes

de falla que se analizaron. Con el fin de cubrir la totalidad de las posibles perturbaciones de la

red, se analizarán cuatro configuraciones de falla, estas son: fallo monofásico a tierra, fallo

bifásico, fallo bifásico a tierra y por último fallo trifásico. Los valores de corriente para cada uno

de estos ambientes de falla se notan en la Tabla 25.

Tabla 25 Valores pico de corriente.

Tipo de Fallo Corriente Pico Fase

A. B. C.

Monofasico Nominal 1.2 1.2 1.2

Falla 1.2 5.5 1.2

Bifasico Nominal 1.2 1.2 1.2

Falla 9.2 1.2 8.08

Bifasico a tierra Nominal 1.2 1.2 1.2

Falla 1.2 19.3 18.5

Trifasico Nominal 1.2 1.2 1.2

Falla 20.8 11.55 20.9


Para aplicar las fallas bifásica a tierra y trifásica de forma simultánea en los nodos de conexión

del módulo de carga, se utilizó un breaker trifásico, garantizando una inclusión simétrica y segura

del fallo. En el caso del fallo monofásico a tierra y bifásico, se utilizaron los interruptores

mostrados en la Figura 61, en los pines de conexión de cargas universales.

b. Ajuste de las protecciones

Con el fin de evaluar la respuesta de cada una de las tres protecciones modeladas, se definieron

parámetros independientes para cada una de estas, en la Tabla 20 se presentarán los valores

cargados para cada una de las protecciones desarrolladas, a partir de los parámetros solicitados

por los modelos desarrollados en MATLAB/Simulink. Para el caso particular del fusible se tomó

únicamente la curva de máximo tiempo de apertura para definir el disparo de la protección.

Complementario a la tabla de parámetros, se incluye la Figura 62 con los ajustes de cada una de

las protecciones, lo que permite visualizar, evaluar y coordinar su respuesta, con otras funciones

de protección.

Tabla 26 Ajustes para protecciones.


Fusible I 1.57 1.67 1.70 1.76 2.19 2.81 3.93 4.96 7.66 17.94

t 96.09 9.85 2.67 0.95 0.20 0.068 0.023 0.014 0.05 0.001

50/51 I pickup (A) Ajuste de disparo Mult. de tiempo


Escala

1.2 A 1.2 0.019 0.001 4

79

Curva I pickup

(A) Ajuste de disparo

Mult. de tiempo Tiempo

instantáneo (s) Escala

Rápida 493 0.85 0.010 0.015 5

Lenta 493 0.85 0.010 0.015 5

Retardo reconexión rápida (ms)

200 Retardo reconexión lenta (ms) 500


Figura 62 Curvas de actuación protecciones a) Fusible. b) Sobrecorriente 50/51. c) Reconectador sobrecorriente y función instantánea 79/50.

Resultados

La implementación de la red de prueba para evaluar la respuesta de las protecciones ante los

diferentes ambientes de falla, se observa en la Figura 63, en esta figura se puede observar los

diferentes componentes del montaje, el punto donde se ingresan las fallas y el interruptor

trifásico que permite introducir los fallos con múltiples fases intervenidas. Los resultados

obtenidos con el sistema de prueba se resumen por el tipo de protección, los resultados de la

protección de sobrecorriente se encuentran en la Tabla 27, el fusible en la Tabla 28 y el

reconectador en la Tabla 29.

Figura 63 Montaje implementado en el laboratorio.

A partir de estos resultados es posible comprobar la correcta actuación de las funciones de

tiempo inverso e instantánea de la protección de sobrecorriente, la actuación del fusible en los


tiempos establecidos, las reconexiones y funcionamiento de las curvas de disparo independientes

del reconectador.

a. Protección de sobrecorriente

Esta protección se diseñó para incluir dos funciones de disparo, para los fallos menos drásticos

con un valor de impedancia superior o sobrecarga, la respuesta es definida por la función de

sobrecorriente de tiempo inverso y para los casos con una impedancia de falla inferior, actúa la

protección instantánea.

Figura 64 Respuesta de la protección de sobrecorriente y el interruptor ante un fallo.

En la Figura 64 se observa uno de los casos de estudio, en esta imagen se incluyen las tres fases

del sistema y la señal de estado del relé, en esta figura se puede observar el tiempo de actuación

del relé cuando envía la señal de disparo, el tiempo real de aislamiento de la falla, en la medida

que las fases hacen el cruce por cero y el aislamiento final de todas las fases del sistema, para un

ambiente de falla bifásico a tierra.

En la Tabla 27 se muestran los tiempos de actuación de la protección de sobrecorriente y los

interruptores ante los escenarios de fallo presentados, resaltando el tiempo mínimo de disparo

de 3.6 ms, como el mejor tiempo de actuación de la protección, inferior a un cuarto de ciclo.


Tabla 27 Tiempos actuación de la protección de sobrecorriente

Tipo de Fallo Tiempo total de

falla (ms) Tiempo de

actuación (ms) Tiempo de corte

(ms)

Monofasico 189.6 183.2 6.4

Bifasico 91.0 81.8 9.2

Bifasico a tierra 10.5 4.4 6.1

Trifasico 12.5 3.6 8.9

b. Fusible

En la Figura 65 se muestra la actuación del fusible durante el escenario de falla monofásica. En esta imagen se puede observar que el modelo del fusible actúa dentro de los márgenes establecidos, garantizando el funcionamiento normal del sistema en estado nominal, e interrumpiendo el flujo de corriente únicamente cuando se superen los márgenes establecidos en sus ajustes. El modelado del disparo del fusible se realiza utilizando un interruptor que aísla el fallo en el cruce por cero, lo que aumenta el tiempo de despeje real. La visualización del comportamiento de las protecciones y su actuación son una herramienta útil para evaluar la respuesta conjunta de protecciones. Los ingenieros y estudiantes podrán utilizar esta herramienta para comprobar la respuesta de sus simulaciones previo a realizar el montaje real de los sistemas de protección.

Figura 65 Actuación del fusible ante un escenario de falla monofásico.

En la Tabla 28 se muestran los tiempos de actuación para el fusible en los escenarios de fallo

analizados.


Tabla 28 Tiempos de actuacion del fusible

Tipo de

Fallo

Tiempos por fase

Tiempo total en falla (ms)

Tiempo de

actuación (ms)

Tiempo de corte. (ms)

A B C A B C A B C

Monofasico 42.07 - - 38,02 - - 4,05 - -

Bifasico - 25.56 22.4 - 22.54 19.9 - 3.02 2.5

Bifasico a tierra 17.9 16.3 - 12.9 10.2 - 5.00 6.1

Trifasico 11.97 12.7 14.4 5.9 7.1 7.4 6.07 5.1 7.2

c. Reconectador

En la Figura 66 se observa la actuación del reconectador ante una falla monofásica. Las primeras

dos actuaciones del relé se definen por la curva rápida de la protección, dado el cambio de la

magnitud de la corriente de falla, hay una pequeña variación entre los tiempos de actuación sobre

la curva rápida. El tercer disparo de la protección se ve definido por la curva lenta del

reconectador, por lo que se observa el tiempo de actuación superior a los anteriores, coordinado

10 veces más lento que en la curva rápida. Se puede evidenciar en la Figura 66 y en la Tabla 29

que el tiempo de actuación cumplen el margen esperado entre curvas. La Figura 66 muestra el

estado nominal de la red, el estado de la red, dos reconexiones, tres aislamientos de falla, y las

variaciones en los tiempos de reconexión para dar tiempo al despeje de fallos temporales.

Figura 66 Actuación del reconectador ante una falla monofásica


En la Tabla 29 se muestran los tiempos de actuación del reconectador ante los diferentes tipos

de fallo, cabe resaltar que la falla trifásica y la falla bifásica a tierra, superan el margen de la

protección instantánea, despejando en un único disparo las fallas del sistema.

Tabla 29 Tiempos de actuación del reconectador

Fallo

Tiempo total primera actuación

(ms)

Tiempo primera reconexión

(ms)

Tiempo total segunda actuación

(ms)

Tiempo segunda reconexión

(ms)

Tiempo total actuación final

(ms)

A B A B A

Monofasico 20 200 25 500 252

Bifasico 18.1 200 20.3 502 208

Bifasico a tierra

13.1 - - - -

Trifasico 11.97 - - - -

Como complemento a las pruebas expuestas, se realizó una comparación con una protección

comercial. Con el fin de evaluar el tiempo de actuación más crítico, se comparó la respuesta de

la protección instantánea, en todos los eventos evaluados la protección diseñada supero el

tiempo de respuesta de la protección comercial, con una diferencia de actuación superior a los

5ms.

Figura 67 Comparación tiempos de actuación protección comercial y diseñada.

En la Figura 67 se observa la prueba comparativa de la protección diseñada, en una primera

etapa de la simulación, se observa el estado nominal de la red y las condiciones iniciales de las


protecciones, posterior a esto se realiza la inclusión de la falla, y se evalúan los tiempos de despeje

de las protecciones instantáneas, se evalúa el tiempo de diferencia entre el disparo de la

protección comercial y la diseñada para estudiar la velocidad de la protección implementada.

Con la prueba realizada se comprueba que la protección diseñada tiene un tiempo de reacción

más eficiente que la protección comercial, con una diferencia de 16.4ms. Con el fin de

comprobar los tiempos de actuación, se repitió el experimento y se incluyeron 5 fallos, en todos

los casos la protección diseñada actuó en un tiempo inferior con un margen mínimo de diferencia

de 5ms, con lo que se comprueba que la protección diseñada funciona de forma adecuada y de

manera más eficiente que la protección comercial.

4. Resumen

En este capítulo se muestra la ejecución de las pruebas en físico de algunas de las protecciones

diseñadas, junto con el desarrollo e implementación de una red de prueba para evaluar los

tiempos de actuación reales de las protecciones y la visualización de los resultados al definir los

parámetros de las protecciones. El módulo desarrollado servirá de base para montar más

protecciones desarrolladas en la biblioteca y para futuras protecciones. El montaje diseñado sirve

de plataforma para evaluar la respuesta de las protecciones diseñadas, siendo más interactivo y

volviendo tangible la implementación de las protecciones, siendo una herramienta didáctica y de

gran utilidad para comprender su funcionamiento.

Conclusiones y Trabajo Futuro 95

CAPÍTULO 7

CONCLUSIÓNES Y TRABAJO FUTURO

_______________________________________________________________

Realizada la descripción de las diferentes estrategias de coordinación, su comparación,

la simulación de ellas y la migración a un montaje físico, se cumple con el objetivo de

este documento. Expuestos todos los elementos que comprenden esta investigación, se

procede a concluir y dar una discusión sobre los resultados obtenidos. En este capítulo

se resumen las conclusiones alcanzadas y cuál será el trabajo futuro que se desarrollará

para dar continuidad a la línea de investigación.


7. CONCLUSIÓNES Y TRABAJO FUTURO

Conclusiones

El estudio de las diferentes funciones de protección y la forma de coordinar estos dispositivos

ha permitido desarrollar una herramienta educacional, con la cual es posible evaluar la respuesta

antes diferentes ambientes de falla, presentes en las redes de distribución. Esta herramienta

permitirá generar laboratorios de prueba donde se experimentará, enseñara y evaluaran los

conocimientos de protecciones, generando así una aplicación para comprender un rango más

amplio de funciones de protección que en muchos casos pueden ser desestimadas.

Al realizar el barrido de las estrategias de coordinación vigentes, es posible evidenciar que existe

más de una forma de dar solución a la problemática de la coordinación de protecciones en redes

con alta penetración de generación distribuida y microrredes. El uso de comunicaciones y de

múltiples funciones de protección, puede ser la combinación necesaria para afrontar estos

nuevos retos de la red eléctrica. La selección de la estrategia de coordinación de protecciones se

ve también limitada por el presupuesto disponible y el sistema de comunicación implementado,

que se presenta como el elemento fundamental para garantizar una respuesta eficiente de las

protecciones.

La propuesta planteada por el autor, da una solución económicamente viable en los sistemas de

distribución, garantizando un despeje de los ambientes de falla y dando un respaldo a la red en

caso de que se incluyan más fuentes de generación distribuida, incluso si esta no se ha

considerado antes de diseñar el sistema de protección, dando un beneficio que otros esquemas

más rígidos no pueden solucionar de manera adecuada o con un costo de implementación muy

elevado, que limitan su implementación.


El modelado de la biblioteca de protecciones permite evaluar múltiples configuraciones y futuras

estrategias de coordinación, igualmente su extensión hacia el modelado físico representa una

nueva línea de aplicación, permitiendo comprender mejor las protecciones y extendiendo el

campo de acción de este trabajo de grado a un público más amplio. La aplicación de estos

modelos representa una nueva opción para la enseñanza del uso de protecciones, siendo más

interactiva la manera de estudiar las protecciones, más intuitivas las funciones de protección y

más comprensibles las formas de coordinar estos dispositivos.

La evaluación de los modelos de protección aquí planteados representa un barrido por todas las

etapas de una investigación, se realizó una conceptualización de las necesidades ante una

problemática vigente, se identificó las soluciones propuestas, se realizó el modelado de estas

propuestas, se planteó una nueva solución, se realizó la simulación de dichos modelos, la

evaluación de su respuesta, y por último una implementación física de la protección con los

modelos probados.

Trabajo Futuro

De esta investigación se abren múltiples líneas en las que es necesario profundizar, a las cuales

se podría aportar de forma amplia. Entre las líneas en las que es necesario realizar un análisis

más profundo se destacan el estudio de los sistemas de comunicación que se implementan entre

los dispositivos de protección, evaluando los tiempos de respuesta y los algoritmos que se deben

implementar para garantizar una comunicación fiable, eficiente y segura.

Al igual que con las comunicaciones, es necesario continuar el estudio de las funciones de

protección, el uso de funciones numéricas se plantea como un complemento a las protecciones

evaluadas en este trabajo de grado y pueden ser las componentes necesarias en un futuro, para

optimizar la actuación de las protecciones.

El montaje en físico de las funciones se puede ampliar a todos los modelos desarrollados, el

trabajo realizado hasta la fecha, sirve de base para evaluar no solo la respuesta de una protección,

sino para considerar estudiar la coordinación entre dispositivos y su interconexión en una red de

prueba con múltiples fuentes de generación, evaluando casos reales de fallos, con aportes de

corriente distribuidos y ambientes de falla con valores de impedancia variable.


Los modelos de protección implementados en hardware, fueron migrados del lenguaje de

simulación Simulink a C++ por medio de la interfaz de Matlab, este cambio de lenguaje no

garantiza que se realice una programación optima, por lo que realizar el modelado de las

protecciones directamente en el lenguaje de programación nativo de las tarjetas, es básico para

optimizar los tiempos de actuación y reducir el espacio consumido en las tarjetas y su costo

computacional.

La base de datos de protecciones desarrollada, incluye funciones de protección del sistema de

distribución, pero es importante resaltar que su ejecución al ser modular puede ser extendida a

otras componentes del sistema de potencia. Como primeros aportes hacia esta línea de

investigación, ya se encuentra implementada la protección de distancia, que se encuentra descrita

en el apéndice dos de este documento, igualmente se puede evaluar la respuesta de esta

protección en las microrredes, si se analiza los fallos externos a la red de distribución, al

implementar una extensión a la red de 34 barras incluyendo una línea de transmisión en el nodo

de conexión con la red.

Discusión académica

Publicaciones en revistas

1. J. Ustariz-Farfan, J. A. Ocampo-Wilches, A. I. Narvaez-Villota, D. M. Van Strahlen-

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3. J. A. Ocampo-Wilches, A. J. Ustariz-Farfan, E. A. Cano-Plata, “Methodology for Fuse,

Overcurrent Protection, and Recloser Implementation in Hardware”. IEEE Transactions

on Power Systems. In Press.


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[42] M. L. Baughman and R. C. Dugan, “IEEE 34 Node Test Feeder.” 1921.

[43] A. Sinclair, D. Finney, S. Member, D. Martin, and P. Sharma, “Distance Protection in

Distribution Systems : How It Assists With Integrating Distributed Resources,” IEEE

Trans. Ind. Appl., vol. 50, no. 3, pp. 2186–2196, 2014.

[44] G. Ziegler, Numerical Distance Protection, vol. 1. SIEMENS, 2011.

[45] S. L. Mladen Kezunovic, Jinfeng Ren, Design, Modeling and Evaluation of Protective Relays for

Power Systems. 2016.

Apéndices 104

APENDICE 1

REDES DE PRUEBA IMPLEMENTADAS EN SIMULINK

El modelado en el ambiente de simulación Simulink de las redes de prueba, es un eslabón

fundamental para realizar la evaluación de la respuesta de las protecciones. La implementación

de dichas redes de prueba ha ido evolucionando en la medida que se desarrollan nuevas

componentes y se vuelven más generales los bloques, a continuación, se mostraran los modelos

desarrollados durante esta investigación.

Primera red de prueba: Esta red fue la base sobre la que se diseñó el primer sistema de

protecciones con comunicaciones, los puntos de inclusión de falla y las protecciones

implementadas en dicho montaje se muestran en la Figura 68.

Figura 68 Red de prueba uno.

Segunda red de prueba: En la segunda red de prueba, diseñada por la IEEE, se realizó la prueba

de los esquemas diferencial descentralizado y el esquema de protecciones direccionales asistida

por comunicaciones. Esta red de prueba se caracteriza por ser un modelo sin cargas, diseñado

Apéndices 105

únicamente para evaluar la respuesta de las protecciones.

Figura 69 Red de prueba IEEE.

Tercera red de prueba: Con el fin de estudiar el efecto de múltiples fuentes de generación

distribuida, se realizó una adecuación de la segunda red de prueba, en este montaje se incluyó un

tercer generador, que permitió realizar el estudio de la respuesta de las protecciones direccionales

asistidas por comunicaciones. La red de prueba simulada en Simulink se muestra en la Figura 70

Figura 70 Red 2 barras IEEE modificada.

Cuarta red de prueba: En esta última red de prueba se realizó el análisis comparativo de todos

los esquemas de protección. En esta red se ejecutó el modelado de todas las estrategias de

coordinación de protecciones abordadas en este documento, incluyó una coordinación de

protecciones tradicional para una red radial. Esta red de protecciones se caracteriza por ser

mucho más compleja que las anteriores y de un tamaño superior, lo que da el espacio suficiente

Apéndices 106

para implementar múltiples funciones de protección y evaluar la coordinación de un sistema

mucho más complejo.

Figura 71 Red 34 barras de la IEEE implementada en Simulink.

Los resultados obtenidos en las diferentes redes implementadas se muestran en los capítulos de

esta tesis, con este apéndice se busca ilustrar al lector de cómo se ven los montajes de las redes

implementadas en Simulink.

Apéndices 107

APENDICE 2

21- RELÉ DE DISTANCIA

La función de distancia fue una de las primeras estrategias de protección implementadas de la

red de trasmisión. La función de distancia cuenta con el beneficio que permite evaluar la

respuesta de la protección en ambas direcciones y se caracteriza por verse menos perturbada

ante los cambios de configuración de la red, ya que la relación de impedancia se mantiene

constante[43].

Para las protecciones de distancia las curvas de disparo cambian, ya que los valores de los

márgenes se definen en un plano de impedancia (resistencia vs reactancia), en los primeros

modelos de estas protecciones, las curvas de disparo eran definidas por circunferencias, los

modelos más modernos se definen por formas rectangulares, que permiten garantizar una

respuesta más adecuada ante fallos de mayor impedancia, o cercanos al valor nominal de carga

de las líneas, como lo describe Ziegler en [44].

Figura 72 Interfaz y gráfica de respuesta protección de distancia.

En el modelo implementado se definen tres áreas de falla en configuración directa, y una en

inversa, lo que permite dar respaldo a fallos en las líneas circundantes. Los diagramas de flujo de

funcionamiento de la protección se observan en la Figura 73. El principio de adquisición de las

Apéndices 108

señales parte del modelo desarrollado por M. Kezunovic et al. en [45], y se mejoró toda la etapa

disparo y definición de zonas de actuación. La interfaz gráfica desarrollada y las curvas de la

protección se muestran en la Figura 72.

Figura 73 Diagrama de flujo funcionamiento protección de distancia.

Para realizar el montaje de esta función de protección, fue necesario realizar el desarrollo de dos

subfunciones para controlar el comportamiento de las señales adquiridas de la red, a

continuación, se hace un breve resumen de estas componentes y se presenta los respectivos

diagramas de flujo implementados en el ambiente de simulación Simulink.

Cálculo de la resistencia y reactancia

El cálculo de la resistencia y la reactancia parte del modelo planteado por M. Kezunovic et al en

[45], que realiza la operación a partir de las señales medidas utilizando las ecuaciones (6) y (7),

para definir el punto en el plano de impedancia en el que se encuentra, y definir la actuación de

la protección de distancia. La implementación de las ecuaciones se describe en la Figura 74.

cos( )V I

VR

I = − (6)

Apéndices 109

( )L V I

VX sen

I = − (7)

Figura 74 Implementación ecuaciones (6) y (7).

Definición zonas actuación protección de distancia

Para definir las zonas de actuación de la protección de distancia, se diseñó la función a partir del

modelo de zonas de actuación descrito por G. Ziegler en [44], para realizar el análisis de las zonas

de falla utilizando el diagrama de impedancia es necesario evaluar 5 márgenes, dos laterales

definidos como un desfase de la impedancia de la línea, donde se evalúa la resistencia para el

valor de reactancia en el instante de tiempo (amarillo), y tres márgenes para la reactancia,

evaluado con un valor fijo de resistencia, un primer límite superior lineal definido por la

reactancia máxima de la zona y dos ejes de ángulo de desfase entre la tensión y la corriente,

márgenes críticos de polaridad de la señal (café), como se muestra en la Figura 75. Por último,

se comprueba que no se encuentre dentro de la zona de carga, en la cual la protección no debe

actuar. Solo en el caso de que se encuentre dentro de los cinco límites y sin cubrir la zona de

carga la protección deberá actuar.

Figura 75 Evaluación parámetros Simulink protección de distancia.

Apéndices 110

Para la implementación en Simulink, se generaron funciones independientes para cada una de

las regiones donde se tienen como parámetros de entrada, la impedancia de la línea (ZL), la

impedancia de la zona (ZZ) y la impedancia medida (Zm) y como salida la señal de disparo

multiplicada por una ganancia que será interpretada para definir el retardo de disparo en el

contador. El montaje en Simulink se muestra en la Figura 76.

Figura 76 Diagrama implementación en Simulink zona de actuación.

Las demás componentes del modelado de las diferentes protecciones son definidas por medio

de operaciones matemáticas básicas y comparaciones, que se realizan en complemento con las

componentes aquí descrita, por lo cual no se realizara una descripción más detallada de la

metodología de implementación.

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