Aplicación del estándar IEEE Std.1547
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Universidad de Costa Rica
Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Eléctrica
IE – 0502 Proyecto Eléctrico
Aplicación del estándar IEEE Std.1547
Por:
Carlos Oreamuno Leandro
Ciudad Universitaria Rodrigo Facio
Febrero del 2013
Aplicación del estándar IEEE Std.1547
Por:
Carlos Oreamuno Leandro
Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica
de la Facultad de Ingeniería
de la Universidad de Costa Rica
como requisito parcial para optar por el grado de:
BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
Aprobado por el Tribunal:
Ing. Peter Zeledón Méndez
Profesor Guía
Ing. Moises Salazar Parrales
Profesor lector
Ing. Jorge Badilla Pérez
Profesor lector
ii
DEDICATORIA
A Dios.
A mi padre, por su inmedible y grandioso apoyo durante todo este tiempo en mi
carrera; siendo guía, ejemplo, consejero, profesor y gran amigo. A mi madre, quien ha
estado a mi lado incondicionalmente, agradezco enormemente toda la motivación que me
transmitió durante mis estudios y durante el desarrollo de este proyecto. Los quiero viejos.
Han sido pilar en el transcurrir de todas las metas que he logrado.
3
AGRADECIMIENTOS
Dar un especial agradecimiento al sistema educativo de Costa Rica que me permitió
avanzar en los estudios universitarios gracias a un abordaje inclusivo desde el punto de
vista socioeconómico. En la misma línea agradecer a la Universidad de Costa Rica por
formarme con un abordaje efectivo y excelente en lo académico y por otro lado, interés y
conciencia de los procesos socioculturales de nuestro país.
Agradezco a mis amigos más cercanos que me apoyaron e impulsaron durante el
desarrollo de este trabajo; Daniel García, Máximo Fernández, David Bolaños y Stefanie
Macluf. A mi padre, que me colaboró con revisiones y recomendaciones.
Un especial agradecimiento al Ing. Juan Carlos Quesada con quien compartí trabajo
de ingeniería del mejor nivel del país.
A los profesores Ing. Peter Zeledón, Ing. Juan Carlos Montero e Ing. Luis Fernando
Andrés Jácome, profesores de cursos muy valiosos que me entregaron conocimiento
fundamental y por sus aportes en este trabajo.
He contado con el apoyo de distintas personas a lo largo de mis estudios
universitarios. No puedo dejar de lado un sinnúmero de compañeros de clase, de proyectos,
de tareas y reportes a quienes les agradezco por el apoyo y mutua motivación que
compartimos a lo largo de la carrera.
A todos, ¡muchas gracias!
4
ÍNDICE GENERAL
1 Índice General
1
Índice General ........................................................................................................ v
1.
Introducción .......................................................................................................... xvi
1.1
1.1.1
Objetivo General ................................................................................................................... xx
1.1.2
Objetivos Específicos .......................................................................................................... xx
1.2
2
Objetivos .................................................................................................................. xx
Metodología ........................................................................................................... xxi
MARCO CONCEPTUAL. .......................................................................................22
2.1
Sistema Eléctrico Nacional ................................................................................ 22
2.1.1
Generación............................................................................................................................... 23
2.1.2
Transmisión. ........................................................................................................................... 25
2.1.3
Distribución ............................................................................................................................ 27
2.2
Tipos más comunes de Energía Utilizada en Costa Rica a nivel de GD 32
2.2.1
Energía Hidroeléctrica ....................................................................................................... 32
2.2.2
Energía Solar .......................................................................................................................... 34
2.2.3
Biomasa..................................................................................................................................... 36
2.2.4
Energía Eólica ........................................................................................................................ 37
2.3
2.3.1
Calidad de Energía ............................................................................................... 40
Calidad en el Suministro Eléctrico ............................................................................... 40
5
2.3.2
Alteraciones de Tensión. .................................................................................................. 40
2.3.3
Origen de las Fallas de Tensión. .................................................................................... 48
2.4
Marco legal y normativa técnica ..................................................................... 50
2.4.1
Entorno legal relacionado con la GD........................................................................... 52
2.4.2
Disposiciones técnicas relacionadas con la GD ...................................................... 56
2.5
Norma Std. IEEE 1547 para la interconexión de la Generación
Distribuida con los Sistemas Eléctricos de Potencia [8] ...................................................... 60
2.5.1
Generalidades ........................................................................................................................ 60
2.5.2
Definiciones ............................................................................................................................ 62
2.5.3
Especificaciones técnicas y requerimientos para la interconexión ............. 66
2.5.4
Requerimientos generales ............................................................................................... 67
2.5.5
Respuesta ante condiciones anormales del SEP de Área .................................. 71
2.5.6
Calidad de energía ............................................................................................................... 75
2.5.7
Condición de Isla .................................................................................................................. 75
2.6
Especificaciones
y
requerimientos
para
las
pruebas
de
la
interconexión 76
3
2.6.1
Pruebas de diseño ................................................................................................................ 77
2.6.2
Pruebas de producción ...................................................................................................... 83
2.6.3
Evaluación de la instalación de la interconexión .................................................. 83
2.6.4
Pruebas de inspección ....................................................................................................... 84
2.6.5
Pruebas periódicas a la interconexión ....................................................................... 86
Efectos potenciales de los RD en el sistema eléctrico y aplicación de la
norma IEEE Std 1547-2003 ...................................................................................................87
6
3.1
3.1.1
Regulación de voltaje ......................................................................................................... 87
3.1.2
Integración con el sistema de puesta a tierra del SEP. ....................................... 96
3.1.3
Sincronización .................................................................................................................... 100
3.1.4
Provisiones de monitoreo ............................................................................................. 101
3.1.5
Dispositivos de aislamiento ......................................................................................... 102
3.1.6
Integridad de la interconexión ................................................................................... 103
3.1.7
Dispositivo de paralelismo ........................................................................................... 104
3.2
Respuesta ante condiciones anormales del SEP....................................... 106
3.2.1
Fallas en el SEP de Área ................................................................................................. 106
3.2.2
Voltaje ..................................................................................................................................... 124
3.2.3
Frecuencia ............................................................................................................................ 128
3.2.4
Pérdida de sincronismo ................................................................................................. 132
3.2.5
Reconexión a un SEP de Área ...................................................................................... 135
3.3
Calidad de Potencia (IEEE Std 1547-2003 4.3) ......................................... 137
3.3.1
Limitación de inyección de CC .................................................................................... 137
3.3.2
Limitación de parpadeo introducido por el RD .................................................. 143
3.3.3
Componentes Armónicas .............................................................................................. 146
3.4
3.4.1
4
Requerimientos generales ................................................................................ 87
Condición de Isla ................................................................................................ 151
Condición de Isla no intencional ................................................................................ 151
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................... 158
4.1
Conclusiones ......................................................................................................... 158
4.2
Recomendaciones .............................................................................................. 160
7
5
BIBLIOGRAFÍA................................................................................................ 162
6
ANEXOS .............................................................................................................. 164
8
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1: Porcentaje de generación de acuerdo al tipo de fuente de energía en
Costa Rica [1]. ...................................................................................................................... 24
Figura 2.2: Curva de demanda, agosto 2005. Fuente: CENCE ................................ 25
Figura 2.3 Líneas de Transmisión en Costa Rica. [1]............................................... 26
Figura 2.4 Empresas de distribución eléctrica en Costa Rica. [1] ............................ 27
Figura 2.5: Esquema de un circuito radial [3] .......................................................... 32
Figura 2.6 Cuencas hidrográficas de Costa Rica. [4] ............................................... 33
Figura 2.7: Gráfico cantidad de proyectos por fuente de energía, Plan Piloto de
generación distribuida [5] ..................................................................................................... 35
Figura 2.8 Sistema de generación fotovoltaica conectado a la red. .......................... 36
Figura 2.9 Potencial Eólico de Costa Rica ............................................................... 38
Figura 2.10 SAG trifásico. ........................................................................................ 42
Figura 2.11 Transientes presentes en las fases.......................................................... 44
Figura 2.12: Relación de los términos de interconexión........................................... 64
Figura 2.13: Esquema de la interconexión................................................................ 65
Figura 2.14: Limites de voltaje en baja tensión [9] .................................................. 67
Figura 2.15: Esquema típico de una red de distribución secundaria ''spot network''
[3] .......................................................................................................................................... 69
Figura 3.1: Circuito típico de compensación de caída en la línea [10] ..................... 91
Figura 3.2: Diagrama esquemático de un aerogenerador asíncrono doblemente
alimentado........................................................................................................................... 110
9
Figura 3.3: Pico de tensión creado por un recierre en presencia de fuentes
desfasadas [7] ...................................................................................................................... 121
Figura 3.4: Ejemplo de un alimentador de un SEP de Área de 12 kV [7] .............. 124
Figura 3.5: Forma de onda de corriente de exitación para un trannsformador de
distribución típico con 0.5% de CC inyectado ................................................................... 138
Figura 3.6 Espectro de Armónicos típicos de un transformador de distribución con
un 1% de CC inyectado ...................................................................................................... 140
Figura 3.7: Distorsión Armónica tota de corriente de excitación y la segunda
armónica.............................................................................................................................. 141
Figura 3.8: Onda de Fuente de Poder Conmutada .................................................. 147
10
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Parques eólicos en Costa Rica .................................................................. 39
Tabla 2.2 Definición de SAG y SWELL .................................................................. 41
Tabla 2.3:Causas más a usuales de acuerdo al tipo de falla [7] ................................ 49
Tabla 2.4: Respuesta del sistema de interconexión ante condiciones anormales de
voltaje.................................................................................................................................... 72
Tabla 2.5: Tiempos de apertura vs capacidad y frecuencia. ..................................... 74
Tabla 2.6: Distorsión máxima de corriente armónica en porcentaje de la corriente
(I)a ......................................................................................................................................... 75
Tabla 2.7: Secuencia para conducir una prueba de diseño ....................................... 78
Tabla 2.8: Límites de los parámetros de sincronización para la interconexión
sincrónica a un SEP, o un SEP Local energizado a un SEP de Área energizado ................. 79
Tabla 2.9: Máxima distorsión del voltaje de armónicas en porcentaje respecto al
voltaje nominal de la máquina sincrónica............................................................................. 83
Tabla 3.1: Cambios de Voltaje aceptables en función de (ΔS/SSC) max .................. 146
11
ABREVIATURAS
CNFL:
Compañía Nacional de Fuerza y Luz
ICE:
Instituto Costarricense de Electricidad
MINAET:
Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones.
ARESEP:
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
AAC:
Conductor de Aluminio
SAG:
Hueco o Depresión de tensión
PLC:
Controlador Lógico Programable
Red:
Red eléctrica Nacional
CC:
Corriente continua
CA:
Corriente Alterna
GD:
Generación Distribuida
SEP:
Sistema Eléctrico de Potencia
RD:
Recurso Distribuido
PCC:
Punto Común de Conexión
TDD:
Distorsión armónica demandada
TRD:
Distorsión total de corriente nominal
12
UNIDADES
W:
Watt
kW:
kilo Watt
MW:
Mega Watt
GW:
Giga Watt
MVA:
Mega Volt-Amper
MVAR:
Mega Volt-Amper Reactivo
m/s:
metros por segundo
13
RESUMEN
La incorporación de la GD en los sistemas eléctricos de potencia (SEP) se ha venido
desarrollando a nivel mundial, la concepción de redes de distribución con un
funcionamiento más dinámico, que considere flujos de potencia en ambas direcciones,
carga y generación, es ya una realidad y el desarrollo de tecnologías de control y monitoreo
en redes de distribución se encuentran en pleno apogeo.
Existe una norma de consenso internacional, la IEEE std. 1547 “IEEE standard for
interconnecting Distributed Resoureces with Electric Power Systems”, que aborda los
requerimientos técnicos mínimos para asegurar una interconexión entre recursos
distribuidos, de una capacidad de generación menor a los 10 MW, y sistemas eléctricos de
potencia (SEP) que sirva de base para poder potenciar los beneficios y evitar los impactos
negativos que pueda provocar la incorporación de los recursos distribuidos a la red de
distribución en términos de seguridad y confiabilidad.
La norma provee la necesidad fundamental de contar con criterios uniformes y
requerimientos relevantes al desempeño, operación, pruebas, consideraciones de seguridad
y mantenimiento de la interconexión en sí misma y no de los RD que se puedan conectar a
la red. La IEEE Std.1547 no pretende ser un manual de diseño, ni tampoco va a definir las
los procedimientos para determinar el posible impacto de un proyecto de generación
distribuida en los SEP, sin embargo, su estudio es de gran importancia ya que aclara las
funciones técnicas mínimas para asegurar una interconexión segura y fiable para el sistema.
14
Previendo que el desarrollo de la generación distribuida irá creciendo de manera
acelerada, el estudio de la norma y su correcta aplicación en el país, motiva el presente
proyecto a aclarar la aplicación de la norma según varíe el tipo de recurso de generación y
la red a la cual se va a conectar.
Existen distintos tipos de efectos potenciales asociados a la interconexión de los RD
a los SEP, estos pueden ocurrir por ejemplo en las conexiones de los transformadores del
SEP o en los sistemas y configuraciones de respuesta a condiciones anormales de operación
o fallas. Con la correcta aplicación de la norma, los operadores de los sistemas de
distribución pueden mitigar efectos indeseables en los SEP que pueden estar asociados a la
interconexión de los DR. Según lo anterior, una síntesis de estos efectos será presentada en
el documento y se mostrará de qué forma se aplica la norma para mitigarlos.
15
1. Introducción
Durante muchos años, el esquema de transmisión de energía eléctrica, en general,
no tuvo un enfoque donde se contemplara generación desde los puntos donde se distribuye
la electricidad. Los sistemas se han diseñado tradicionalmente para que la energía sea
trasportada a través de líneas de transmisión, desde las plantas generadoras de gran escala
hasta subestaciones que bajan el voltaje a valores adecuados, según disposiciones técnicas,
normativas y de diseño, para distribuir la energía a los clientes a través de redes de
distribución usualmente a través de esquemas de transmisión radiales.
Si bien, Costa Rica ha mantenido históricamente una política de generación
eléctrica admirable y de enfoque sostenible, que se muestra ante el mundo ejemplarmente
como un país que durante el 2011 solamente generó un 9% de su consumo a través de
plantas térmicas, el reto a nivel nacional es disminuir el porcentaje a través de la
introducción de más energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, que contribuyan
en la visión de ser un país carbono neutral al mediano plazo y que base su estabilidad
eléctrica haciendo uso de proyectos de generación eléctrica de bajo impacto ambiental y
social. Por supuesto, teniendo en cuenta factores de estabilidad y robustez del sistema
eléctrico así como de calidad de la energía y costo de la misma.
El crecimiento del sistema de generación demanda gran cantidad de recursos y
actualmente se promueve el desarrollo de alianzas y oportunidades, para que empresas
distribuidoras y el sector privado, puedan invertir en nuevas obras de generación en un
esquema de cooperación público-privado.
16
Otra variable se suma al esquema y es la existencia de tecnologías que permiten al
cliente final generar energía eléctrica, conectados generalmente a circuitos de distribución
de media y baja tensión. Actualmente el Instituto Costarricense de Electricidad, promueve
un plan piloto de generación eléctrica para el autoconsumo, que propone esquemas de
generación conectados a la red eléctrica de distribución, mediante fuentes renovables no
convencionales a pequeña escala e.g; paneles fotovoltaicos, aerogeneradores de baja
potencia, micro-hidrogeneradores, biomasa, etc. El aporte de estos sistemas en conjunto,
hoy en día no representan una contribución considerable a la capacidad instalada de
generación nacional, sin embargo, el avance tecnológico prevé que este aporte podría ser
mayor en un futuro cercano. La generación a nivel de clientes podría resultar beneficiosa
para las compañías de distribución ya que ayudarían a disminuir los flujos de carga hacia
las redes de distribución y alivianar las perdidas eléctricas por transporte de energía.
También podría representar una opción económicamente viable, si se considera por
ejemplo, que las compañías se verían beneficiadas de la generación de celdas fotovoltaicas
instaladas por sus clientes en horas pico de consumo al medio día.
Se identifica entonces, dos tipos de esquemas de generación conectados a la red de
distribución que podrían afectar el desempeño y correcta operación del Sistema Eléctrico
Nacional (SEN) en términos de estabilidad y calidad de energía, a estos esquemas se les
reconoce como recursos de generación distribuida (RD). El primero refiere a proyectos de
generación de mediana capacidad desarrollados por las compañías y cooperativas de
distribución eléctrica conectadas a la red de media tensión o las plantas que se integren a la
17
red nacional mediante esquemas de cogeneración eléctrica acogidos por la Ley No.7200, y
por otro se tiene proyectos de generación a pequeña escala, interconectados a redes de baja
tensión actualmente acogidos por el plan piloto de generación distribuida potenciado y
desarrollado por el ICE.
La incorporación de la GD en los sistemas eléctricos de potencia (SEP) se ha venido
desarrollando a nivel mundial, la concepción de redes de distribución con un
funcionamiento más dinámico, que considere flujos de potencia en ambas direcciones,
carga y generación, es ya una realidad y el desarrollo de tecnologías de control y monitoreo
en redes de distribución se encuentran en pleno apogeo.
Existe una norma de consenso internacional, la IEEE std. 1547 “IEEE standard for
interconnecting Distributed Resoureces with Electric Power Systems”, que aborda los
requerimientos técnicos mínimos para asegurar una interconexión entre recursos
distribuidos, de una capacidad de generación menor a los 10 MW, y sistemas eléctricos de
potencia (SEP) que sirva de base para poder potenciar los beneficios y evitar los impactos
negativos que pueda provocar la incorporación de los recursos distribuidos a la red de
distribución en términos de seguridad y confiabilidad.
La norma provee la necesidad fundamental de contar con criterios uniformes y
requerimientos relevantes al desempeño, operación, pruebas, consideraciones de seguridad
y mantenimiento de la interconexión en sí misma y no de los RD que se puedan conectar a
la red. La IEEE Std.1547 no pretende ser un manual de diseño, ni tampoco va a definir las
los procedimientos para determinar el posible impacto de un proyecto de generación
18
distribuida en los SEP, sin embargo, su estudio es de gran importancia ya que aclara las
funciones técnicas mínimas para asegurar una interconexión segura y fiable para el sistema.
Previendo que el desarrollo de la generación distribuida irá creciendo de manera
acelerada, el estudio de la norma y su correcta aplicación en el país, motiva el presente
proyecto a aclarar la aplicación de la norma según varíe el tipo de recurso de generación y
la red a la cual se va a conectar.
Existen distintos tipos de efectos potenciales asociados a la interconexión de los RD
a los SEP, estos pueden ocurrir por ejemplo en las conexiones de los transformadores del
SEP o en los sistemas y configuraciones de respuesta a condiciones anormales de operación
o fallas. Con la correcta aplicación de la norma, los operadores de los sistemas de
distribución pueden mitigar efectos indeseables en los SEP que pueden estar asociados a la
interconexión de los DR. Según lo anterior, una síntesis de estos efectos será presentada en
el documento y se mostrará de qué forma se aplica la norma para mitigarlos.
19
1.1 Objetivos
1.1.1 Objetivo General
Estudiar el documento IEEE Std. 1547 para la valoración en la operación de los
recursos distribuidos (RD) y su interconexión en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
en redes de media y baja tensión.
1.1.2 Objetivos Específicos
1. Estudiar la configuración del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) haciendo énfasis
sobre las políticas, proyectos y entornos legales que involucren esquemas de
generación distribuida.
2.
Investigar sobre las distintas tecnologías existentes de sistemas de generación
distribuida en Costa Rica.
3. Estudiar el documento IEE Std. 1547 “IEEE Standard for Interconnecting
Distributed Resources with Electric Power Systems”
4. Categorizar los efectos potenciales que pueda provocar la interconexión de RD
en los SEP determinado cómo se debe aplicar la norma IEEE Std. 1547 según se
indica en el documento IEEE 1547.2-2008 “IEEE Application Guide for IEEE
Std 1547™, IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with
Electric Power Systems” y qué medidas se pueden tomar para mitigar estos
efectos potenciales en la red.
20
1.2 Metodología
Para desarrollar este trabajo inicialmente se realizó una investigación sobre
requerimientos técnicos nacionales que hicieran referencia a la norma IEEE Std 1547. Se
realizó un esquema general sobre el entorno eléctrico nacional y las disposiciones básicas
de seguimiento obligatorio que abordan aspectos relacionados con la calidad del suministro
de la potencia en redes de distribución. Posteriormente se realizó un estudio de la referencia
básica de este documento, la norma IEEE Std. 1547 “IEEE Standard for Interconnecting
Distributed Resources with Electric Power Systems”, al mismo tiempo se hizo una consulta
bibliográfica de publicaciones, documentos técnicos y libros que daban claridad sobre el
contexto y la aplicación de cada requerimiento contenido en IEEE Std 1547.
Una importante comparación, entre los requerimientos dispuestos en la IEEE1547 y
las normativas y solicitudes en torno a la generación distribuida y sus posibles efectos en
los sistemas eléctricos de distribución en el país, dará conducción a las conclusiones y
recomendaciones del trabajo, que estarán dirigidas en gran medida en verificar y comparar
la aplicación de la IEEE Std 1547 en el entorno eléctrico nacional.
21
2 MARCO CONCEPTUAL.
2.1 Sistema Eléctrico Nacional
El SEN está configurado por los sistemas de generación, transmisión y distribución
de la energía eléctrica existentes en el país, que a su vez están interconectados a través de
un sistema de interconexión que varía según la aplicación de la red.
El ICE es la única entidad por mandato legal, de procurar satisfacción de la energía
eléctrica que el desarrollo del país demande. Esto se realiza en la actualidad, a través de un
esquema vertical, integrado por un sistema de generación robusto cuyo mayor aporte lo
realiza esta institución, al generar el 77% con plantas propias en su mayoría de fuentes
hidroeléctricas, así mismo el ICE se encarga y controla la transmisión y el despacho de la
electricidad a las empresas distribuidoras, que en nuestro país, este sector está conformado
por 4 cooperativas, dos empresas municipales y el ICE quién distribuye energía en la
mayoría de territorio de nuestro país.
Como parte del marco institucional energético de Costa Rica, la ARESEP es la
entidad encargada de regular y fijar los precios de la energía. Existe un Ministerio de
Ambiente y Energía (MINAET) quien toma las decisiones importantes a nivel político y
reglamentario. En generación el ICE es quien domina el mercado pero algunas empresas de
distribución y generadores privados también participan aunque con ciertas limitaciones. En
ocasiones cuando se tiene insuficiencia o excedente de energía, se cuenta con una
interconexión que permite tanto la importación como la exportación de energía eléctrica
con los países vecinos.
22
2.1.1 Generación
La generación es realizada por cinco empresas de servicio público y 32 generadores
privados [1]. Las empresas del sector público implicadas en la generación nacional son: el
ICE; la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL): la Junta Administradora del Servicio
Eléctrico de Cartago (JASEC); la Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH), la
Cooperativa de Electrificación de San Carlos (COOPELESCA), la Cooperativa de
Electrificación Rural de Guanacaste (COOPEGUANACASTE) y la Cooperativa de
Electrificación Rural Los Santos (Coopesantos R.L.).
Durante el 2011 se generaron 9760 GWh de los cuales el 77% fue operado con
plantas propias del ICE, un 14% con plantas contratadas a generadores privados y un 9%
fue producido por empresas distribuidores que se conectan a su propia red de distribución
para satisfacer parte de la demanda sus clientes.
La Figura 2.1.1.1 muestra los porcentajes de energía generada de acuerdo a su
fuente durante el año 2011, donde un 91% de la energía producida en el país se obtuvo de
plantas cuya fuente proviene de recursos renovables. Si bien el porcentaje de energía
proveniente de plantas térmicas es pequeño, debido al crecimiento en la demanda de carga
y al déficit hídrico que enfrenta el país, actualmente, este porcentaje representó el más alto
en los últimos 15 años.
23
Térmicas Biomasa
1%
Eólicas 9%
4%
Generación 2011
Geotérmicas
12%
Hidroeléctricas
74%
Figura 2.1: Porcentaje de generación de acuerdo al tipo de fuente de energía en Costa
Rica [1].
La capacidad instalada de generación eléctrica proviene mayoritariamente de
fuentes de energía renovable, sin embargo, de acuerdo al esquema de generación nacional,
se vuelve imprescindible contar un respaldo energético de plantas térmicas para enfrentar la
disminución en la capacidad de generación de plantas hidroeléctricas en periodos de época
seca. También se despacha energía proveniente de plantas térmicas durante picos de
consumo, donde la demanda total supera la capacidad instalada de fuentes renovables, en la
Figura 2.2 se muestra una curva de demanda registrada en agosto del 2005.
24
Figura 2.2: Curva de demanda, agosto 2005. Fuente: CENCE
2.1.2 Transmisión.
El ICE es la entidad a cargo de velar por la adecuada distribución de energía
eléctrica en el país. La capacidad de generación del país debe encontrar un balance con la
demanda nacional y al mismo tiempo, las líneas de transmisión deben soportar los flujos de
carga necesarios para transportar la electricidad hasta los centros de distribución.
25
Así mismo la planificación de la expansión del sistema eléctrico debe ser ordenada
y debe respetar los límites de sobrecarga de las líneas de transmisión.
En el Centro de Control de Energía del ICE, se utiliza un software de simulación del
sistema eléctrico, el PSS/E-32.0.5 que contempla la generación, transmisión y cargas del
sistema eléctrico. Los programas permiten, entre otras funciones, asegurar que las líneas no
se sobrecarguen ante contingencias del sistema o bien ante paros programados para realizar
obras de mantenimiento en líneas y subestaciones.
El en mapa de la Figura 2.3 se muestra el trazado de las líneas de Transmisión en
Costa Rica hasta mediados del 2012.
Figura 2.3 Líneas de Transmisión en Costa Rica. [1]
26
Existen dos niveles de alto voltaje con los que se transporta la energía en Costa
Rica; 138 kV y 230 kV y en la actualidad se cuenta con 1913 km de líneas de transmisión,
una capacidad instalada en subestaciones de 8214 MVA y un promedio de indisponibilidad
de 1 hora con 25 minutos sobre un total de 4368 horas.
2.1.3 Distribución
En el sector de distribución, actualmente se encuentran implicadas ocho empresas
de servicios públicos. En el mapa de la Figura 2.4 se muestra la distribución por empresa y
por zona de influencia.
Figura 2.4 Empresas de distribución eléctrica en Costa Rica. [1]
La mayor cantidad de la energía que se distribuye en estas empresas es despachada
por el CENCE del ICE, energía que proviene de las plantas generadoras de gran escala y
27
que se transporta a través de las redes de transmisión del ICE. Todas estas unidades están
sujetas a las ordenes del Centro de Control en cuanto a aspectos de calidad y seguridad. Sin
embargo, las empresas distribuidoras también operan y controlan plantas de generación y
estas no se encuentran a cargo del CENCE, de forma que el despacho de la energía
proveniente de estas, es responsabilidad de la empresa distribuidora.
Hoy en día las empresas distribuidoras aportan el 9% de la capacidad instalada de
generación del país y se proyecta la ampliación del aporte en 350 MW, de proyectos que se
encuentran ya en construcción o en estudios de factibilidad. Estos sistemas de generación
finalmente se van a conectar a las redes de distribución primaria (media tensión) y la
correcta operación del sistema eléctrico depende de una planificación adecuada de la red de
distribución, considerando que las redes deben soportar flujos de carga que contemplen el
aporte de unidades generadoras y no solamente flujos desde las subestaciones hasta las
cargas.
2.1.3.1 Configuración de los sistemas de distribución
Es de gran interés conocer la configuración típica de los sistemas de distribución
existentes en el país. A continuación se presentan los componentes principales del sistema
de distribución.
2.1.3.1.1 Subestaciones receptoras
Son subestaciones reductoras, que bajan la tensión de las líneas de transmisión a
niveles de voltaje de media tensión. Inicialmente las líneas de transmisión se van a
encontrar con subestaciones receptoras primarias, que por ejemplo en Costa Rica, bajan el
voltaje a 133kV para ser trasportadas por las redes de subtransmisión.
28
Por otro lado, existen subestaciones receptoras secundarias, que darán origen a las
redes de distribución primarias de media tensión, en Costa Rica, de 13,8 kV y 34, 5kV.
2.1.3.1.2 Alimentadores primarios de distribución
Estos circuitos son los encargados de trasportar la energía desde las subestaciones
receptoras hasta los trasformadores que dan origen a la red secundaria de distribución (baja
tensión). Se extienden a través de circuitos aéreos sostenidos por postes, alrededor de todas
las zonas energizadas en las cuales se conectarán clientes y en algunos casos de alta
densidad urbana, se utilizan esquemas anillados de distribución subterránea, como el
circuito subterráneo operado por la CNFL que distribuye energía eléctrica en la capital del
país.
Usualmente la distribución primaria se realiza a través de líneas aéreas, sin embargo
también se utilizan circuitos de distribución subterránea, o una mezcla de los dos.
Generalmente los esquemas de distribución son de naturaleza radial y la línea principal que
viene desde la subestación es trifásica de 4 hilos, en configuración estrella, aterrizados de
forma múltiple. A partir de estos alimentadores se desprenden circuitos laterales,
monofásicos, utilizando sistemas de protección para resguardar el SEP de Área de fallas en
los circuitos secundarios.
El rango de tensiones, referido usualmente como la tensión primaria, en los
circuitos primarios de distribución van desde los 34,5Y/19,9 kV a los 4,16Y/2,4 KV (
tensión fase a fase/tensión fase a neutro).
29
2.1.3.1.3 Transformadores de distribución
Los transformadores de distribución reciben la energía proveniente del circuito
primario de 13,8 kV o 34,5 kV y la transforma a niveles de tensión cuyo rango se encuentra
entre 120 V y 480 V dando así origen a las redes secundarias donde se conectan la mayoría
de clientes de la compañía distribuidora.
2.1.3.2 Alimentadores secundarios
Los transformadores de distribución dan origen a los circuitos secundarios de
distribución que generalmente operan a 240 V, estos van a ser los puntos donde se conecten
las cargas del sistema. La mayoría de las cargas servidas por los alimentadores secundarios,
mantienen una configuración trifilar, con tensión de servicio 240/120V; trifásica, de cuatro
hilos, 208Y/120 V; también existe la distribución secundaria a 480V trifásica, en tres o 4
hilos [2].
2.1.3.3 Características generales de las redes de distribución
Las características principales a tener en cuenta para efectos del entendimiento
sobre el impacto de los RD en las redes de distribución se listan a continuación [3]:
Las clases de tensión de los circuitos de distribución son 13,8 kV y 34,5 KV
Las líneas de distribución no deberían tener un largo mayor a los 32 Km
La carga de una línea de distribución no debe sobrepasar los 1200 A. Un rango de
300-400A es lo común
Los alimentadores de distribución incluyen dispositivos de control. Los más
comunes son los bancos de capacitores, para soportar los requerimientos de
30
potencia reactiva de la red; reguladores de voltaje para mantener la tensión dentro
de los límites de operación; y autotransformadores con ''taps'', para cambiar el
perfil de tensión de los alimentadores.
Existen sistemas de distribución con un sistema de puesta a tierra múltiple,
aterrizado de forma única y sin punto de aterrizaje.
En los circuitos de distribución se instalan dispositivos de protección para mitigar
las fallas del sistema y pretenden evitar o disminuir daños en los equipos conectados a la
red así como darle seguridad y confiabilidad al sistema. Los dispositivos de protección
incluyen los disyuntores ubicados en la subestación, los dispositivos de reccierre, lo
seccionadores, interruptores y fusibles ubicados entre los alimentadores principales y los
circuitos laterales.
Como se explicó anteriormente, la mayoría de los alimentadores mantienen un
esquema radial, sin embargo; existen esquemas de lazo y de red, así como las
configuraciones ''spot'', utilizados generalmente en edificaciones importantes ubicadas en
centros urbanos, que deben garantizar continuidad en el servicio.
31
Figura 2.5: Esquema de un circuito radial [3]
2.2 Tipos más comunes de Energía Utilizada en Costa Rica a nivel de
GD
2.2.1 Energía Hidroeléctrica
Tipo de generación de mayor importancia en el país. Al ser un país altamente
montañoso y con alta pluviosidad el recurso hídrico es abundante. Se puede observar en la
Figura 2.6 la gran cantidad de cuencas existentes.
32
Figura 2.6 Cuencas hidrográficas de Costa Rica. [4]
Este tipo de generación se caracteriza por su elevado costo de construcción y sus
costos bajos de operación. Son relativamente amigables con el ambiente, aunque causan un
impacto local proporcional al tamaño del proyecto. Por sus grandes generadores aportan
mucha inercia y por tanto son muy importantes para aportar estabilidad y robustez en el
sistema. Si se debe tener en cuenta a nivel de despacho de energía que la capacidad de
generación hidroeléctrica se reduce con la época seca estacional que existe en el país.
33
2.2.2 Energía Solar
Entre las ventajas más importantes de los sistemas de generación a base de celdas
fotovoltaicas se encuentran las siguientes: estos recursos no provocan emisiones de ningún
tipo, los sistemas no tienen partes móviles que se puedan estropear en el proceso de
generación eléctrica, los parques solares operan con poca supervisión y mantenimiento, la
disponibilidad de energía solar estará en mayor presencia durante la época seca del país,
entre otras. Es de conocimiento global que el desarrollo de esta tecnología continúa en gran
desarrollo, por lo que podrá percibir en el mediano plazo una caída de los precios de
generación por la utilización de esta tecnología y un incremento en la eficiencia de los
paneles fotovoltaicos (actualmente rondan 16% de eficiencia) lo que permitirá que se
reduzca el área necesaria para la explotación de este recurso, lo anterior permitirá a la
energía solar ser una opción muy competitiva dentro de los distintos esquemas de
generación.
La generación de energía eléctrica a través de luz solar es implementada
actualmente en nuestro país a través de dos iniciativas, bajo el esquema de generación para
el autoconsumo y en la operación del Proyecto Solar Miravalles.
Como se puede observar en la Figura 2.7, el tipo de tecnología que más se utiliza
en el programa piloto de generación distribuida del ICE, es la tecnología fotovoltaica.
34
Figura 2.7: Gráfico cantidad de proyectos por fuente de energía, Plan Piloto de
generación distribuida [5]
El diseño de los sistemas de pequeña escala de generación fotovoltaica, se realiza
convenientemente, en un esquema conectado a la red a través de inversores que se
sincronizan a la frecuencia de la red. Esto permite que los implementadores del sistema
puedan utilizar potencia de la red cuando los sistemas no están generando, por la
inexistencia de la luz solar; y por otra parte, cuando las cargas del usuario no estén
consumiendo pero el sistema si se encuentra generando gracias a una incidencia solar
estable, esta energía será contabilizada para contrarrestar la energía consumida por las
cargas del usuario. En la Figura 2.1 se observa un esquema de diseño de un sistema
conectado a la red, para uso residencia o comercial.
35
Figura 2.8 Sistema de generación fotovoltaica conectado a la red.
La otra iniciativa desarrollada en los últimos años refiere al parque solar donado por
el Gobierno Japonés al ICE, con el objetivo fundamental de fortalecer lazos entre ambos
países buscando reducir de forma global la emisión de gases de efecto invernadero. El
parque solar está constituido por 4300 paneles fotovoltaicos de una capacidad individual
pico de 235 W, de manera que la capacidad total de la planta es de 1 MVA.
2.2.3 Biomasa
La Biomasa en mayor escala ha sido explotada por varios años, principalmente en
los ingenios. Con el bagazo como combustible se calientan calderas conectadas a
generadores de vapor produciendo alrededor de 60 MW para sí mismos y para el país.
Tiene el atractivo adicional de que la zafra, época donde se procesa el azúcar, coincide con
la época seca que es cuando usualmente los embalses hidroeléctricos se encuentran en sus
niveles más bajos.
36
2.2.4 Energía Eólica
Es una fuente amigable con el ambiente, fácil de instalar si se compara con las
grandes obras que se necesitan para los proyectos hidroeléctricos o geotérmicos y requieren
de un área mucho menor que la necesaria para parques solares. Hoy en día, las tecnologías
de monitoreo meteorológico y predicción de condiciones futuras, han logrado determinar
muy bien el comportamiento de los vientos, lo que hace que las aproximaciones de
generación sean mejor valoradas.
Esta fuente sufre variaciones de intensidad estacionales y momentáneas que son
impredecibles e intermitentes, lo cual es una desventaja importante. Por esta razón no
pueden proporcionar una potencia segura, firme o constante, que obliga al Centro de
Control de Energía a mantener potencia rodante proporcional a la capacidad eólica. Esto
impone un límite a la utilidad que este tipo de generación puede aportar a la red y genera
ciertos problemas de coexistencia y compatibilidad con el resto del sistema. En el mapa de
la Figura 2.9 se muestra el potencial Eólico del país.
37
Figura 2.9 Potencial Eólico de Costa Rica
En las zonas con rojo se tiene un alto potencial eólico mientras que en las azules se
muestra el potencial más bajo.
Costa Rica cuenta actualmente con 6 parques eólicos instalados (Mediados del
2012) y uno en construcción. En la Tabla 2.1 se muestra cada uno de los parques con su
capacidad de generación.
38
Tabla 2.1 Parques eólicos en Costa Rica
Proyecto
Tejona
Capacidad
Instalada
19.8 MW
Estado
Operando
PEG
Plantas Eólicas S.A.
49.5 MW
23.4 MW
Operando
Operando
Aeroenergía
MOVASA
6.7 MW
20 MW
Operando
Operando
PE Los Santo
PE Valle Central
12.7 MW
15.3 MW
Operando
Operando
De los parques anteriores, el PEG (Planta Eólica Guanacaste) y el de los Santos
comenzaron a entregar potencia al SEN en el 2011, año en el que también se adjudicó otro
proyecto de 50 MW. Este año se comenzó con la operación del PE Valle Central y se
espera que en unos años se adjudiquen 100 MW más, como parte de los 200 MW que se
tienen disponibles para la generación privada.
39
2.3 Calidad de Energía
Es necesario para el desarrollo del proyecto abordar conceptos sobre calidad de
energía.
2.3.1 Calidad en el Suministro Eléctrico
Los factores que afectan y alteran la configuración y puntos de operación ideales
del servicio están sujetos a cambios constantes. La calidad del servicio, como una medida
de lo que recibe el usuario del servicio eléctrico, se mide casualmente por las desviaciones
que existen en el tiempo, sobre los parámetros nominales ideales debidos a pérdidas de
energía.
Se denomina, como una falla de tensión a aquellas que originan cambios en la
misma.
2.3.2 Alteraciones de Tensión.
Las alteraciones de tensión están generalmente asociadas a cambios en el valor
nominal de la tensión. La automatización moderna requiere de mayor precisión y
estabilidad en la fuente de tensión. Con la introducción de nuevas tecnologías, sensores y la
electrónica para regular y modular el funcionamiento de estos motores y con la popularidad
creciente de muchos de menor tamaño, las fallas de tensión han sido cada vez más
importantes.
Las alteraciones de tensión pueden ser de presencia súbita (menos de un ciclo)
hasta de varios minutos según fuente y causa.
40
Hay cuatro parámetros que caracterizan a la onda de tensión y que permite medir su
grado de pureza: Amplitud, Frecuencia, Simetría y Tiempo, o la combinación de ellos. La
correspondencia de todos estos factores con la nominal tiende a definirse como simple
confiabilidad. Que tan fiable es un sistema define su calidad.
Por su importancia las fallas de tensión se puede clasificar en varios grupos:
2.3.2.1 Huecos de Tensión.
Se dice que ha tenido lugar un hueco de tensión en un punto de la red eléctrica
cuando la tensión en una o más fases cae repentinamente por debajo de un límite
establecido. Generalmente el 90% y si se recupera al cabo de un tiempo determinado.
Los huecos de tensión son también conocidos como “Voltage SAG” o SAG’s
cuando son depresiones de tensión, o “Swells” cuando ocurren incrementos de tensión.
Estos se refieren a la diferencia temporal existente entre la tensión nominal y la ocurrente a
la baja o alta. Los SAG’s o Swells normalmente se conocen como la tensión resultante
menor o mayor con referencia a la nominal y tienen una duración de entre medio ciclo
(8.33 milisegundos) hasta un minuto. En la Tabla 2.2 se definen estos fenómenos.
Tabla 2.2 Definición de SAG y SWELL
Categoría
SAG
SWELL
Duración
Típica
8.33 ms - 1 min
8.33 ms - 1 min
Magnitud Típica
10 % - 90 %
110 % - 180 %
Valores no Permisibles
Huecos entre un 0 % y un 87 % de Vn
Picos mayores a 115 % de Vn
La profundidad del SAG o la magnitud del Swell es la tensión presente durante el
evento y se representa en porcentaje con respecto a la nominal. Si la nominal es de 480 y se
41
tiene una caída a 290 V, el SAG es de un 60%, lo que es la tensión remanente aun activa.
Otros indicadores miden la caída porcentual o hueco, lo que aplicado al ejemplo anterior
representaría un 40% “Voltage DIP”. En la Figura 2.10 se puede ver un SAG con una
profundidad del 27 % y duración de 25 ciclos.
Figura 2.10 SAG trifásico.
Aunque sujetos a diferentes interpretaciones, el SAG tradicional es usualmente
definido en términos de amplitud y tiempo. Una desviación superior a un 10% y hasta un
90% por debajo del voltaje nominal por un lapso de medio ciclo hasta 60 segundos se
considera un SAG. Si se tienen medidas diferentes en cada fase, se toma la menor como
referencia. Importante notar que la duración de un evento SAG depende de la capacidad del
equipo correctivo para permitir fallas en la corriente.
Las causas más típicas de los huecos y cortes de tensión son las fallas en la red
eléctrica o en las instalaciones de los clientes. Las corrientes de cortocircuito que se
originan en una falla producen la caída de la tensión en una o más fases durante el tiempo
que aquélla permanece. Esta caída de tensión se manifiesta en toda la red, pero su magnitud
42
será mayor a medida que la proximidad a la falla sea mayor. El origen de las fallas puede
ser:
• Interior al sistema eléctrico: fallos de aislamiento, falsas maniobras, etc.
• Exterior al sistema: descargas atmosféricas, excavadoras, etc.
Por ello, los huecos y cortes de tensión tienen un carácter fundamentalmente
aleatorio. No es posible su eliminación total, ni tampoco reducirlos a partir de un cierto
límite.
2.3.2.2 Transientes.
Los transientes son variaciones de tensión de duración menor a 8.33 milisegundos
pero de gran magnitud y pueden ser carácter impulsivo o oscilatorio. Los Transientes son
responsables de la mayor cantidad de pérdidas económicas asociadas a los problemas de
producción ya indicados provocando la destrucción en componentes o reduciendo la vida
útil del equipo. En la Figura 2.11 se puede apreciar dicha perturbación.
43
Figura 2.11 Transientes presentes en las fases.
La causa principal de los transientes está asociada a descargas atmosféricas,
conexión de grandes bancos de capacitores, arranque de motores, conmutación de
capacitores o equipos electrónicos. La forma de mitigarlos es con un correcto esquema de
recorte y aterrizamiento. Suelen ser muy nocivos en equipos de alta sensibilidad. Los picos
de tensión se clasifican de acuerdo a su magnitud y duración.
También cuando se conectan generadores sincrónicos o generadores de inducción
de forma directa a la red, estos van a causar un aporte de componentes transitorias durante
el arranque.
44
2.3.2.3 Impulsos.
Estos pueden provocar un funcionamiento errático en cualquier equipo de cómputo.
Se puede inhibir o desprogramar, presentar errores de paridad, teclados bloqueados y hasta
información perdida. Si la magnitud del disturbio es muy elevada, el daño puede llegar a
ser físico e irreversible.
Los cambios en el ámbito casi imperceptible pero que de igual manera implican
alteraciones (caídas o picos) importantes sobre la nominal, pero por tiempos de segundos o
fracción se llaman Impulsos “Surge”. A nivel domestico y de equipo industrial pequeño es
más fácil de controlar y normalmente suceden sin mayores efectos sobre equipo industrial
mayor.
2.3.2.4 Parpadeo.
El “Flickering” es una alteración continua y repetida sobre el tiempo que es
usualmente una señal de otras fallas anticipables. Este efecto es perceptible en luces
incandescentes y puede provocar trastornos en la vista si se mantiene al ojo a una
exposición constante. Este fenómeno, se debe a variaciones en la magnitud de la tensión
provocadas por diversos factores, es frecuente en los aerogeneradores.
Las perturbaciones relacionadas con estas fluctuaciones de tensión se definen en la
normativa por las siguientes características:
• Amplitud de la variación de la tensión (durante la perturbación, diferencia
producida entre los valores de la tensión eficaz máxima y mínima, o entre los valores de la
tensión de cresta).
45
• Cantidad de variaciones de tensión a lo largo de una determinada unidad de
tiempo.
• Efectos que se producen a consecuencia de las variaciones de tensión asociadas
con las perturbaciones.
El parpadeo (flicker) puede ser motivado por perturbaciones introducidas durante la
generación, transmisión o distribución de energía, pero que generalmente son provocadas
por el uso de grandes cargas fluctuantes, es decir, cargas cuya demanda de potencia activa o
reactiva fluctúa rápidamente.
En el caso de cargas fluctuantes de cierta envergadura, la principal causa de tales
variaciones de tensión es la variabilidad en el tiempo de la componente reactiva de la
potencia de tales cargas. Entre estas cargas están, por ejemplo, los hornos de arco, los
motores de laminadoras, grandes bobinadoras, etc.
Puede generalizarse diciendo que se trata de cargas con una elevada relación de
cambio de potencia con respecto a la capacidad de cortocircuito en el punto de conexión a
la red de suministro. Este punto habitualmente se denomina punto de acoplamiento común
en el ámbito del estudio de la calidad de energía, al relacionar una carga contaminante con
otra sensible.
2.3.2.5 Armónicos.
Los armónicos producen sobrecarga, reducen el tiempo de vida y en algunas
circunstancias provocan fallas en equipos eléctricos y electrónicos. Las sobrecargas
46
armónicas son la principal causa de problemas invisibles en la calidad de la energía, con
enormes costos de mantenimiento y sustitución de partes dañadas. El exceso de disturbios
en la energía y por consiguiente la pobre calidad pueden también conducir a problemas en
los procesos de producción e incluso provocar suspensiones.
Se definen como ondas de tensión que fluyen en el sistema de pontecia a una
frecuencia (múltiplo de la frecuencia fundamental) distinta designada para la operación.
Los armónicos se combinan con la onda fundamental y producen distorsiones de onda, que
generalmente son aportadas por cargas y dispositivos no lineales, generadores o fallas en la
red. También cuando la falla de tensión involucra deformación de la señal a frecuencias
determinadas se tiene el efecto de Armónicas, donde la diferencia entre faces pueden causar
daños en equipos debido a la intensificación gradual o acumulativa de la falla. Se estudian
descomponiendo con series de Fourier la onda no sinusoidal en la fundamental mas
diferentes sumas de frecuencias múltiples asociadas a esta fundamental.
Se evalúan con indicadores llamados Distorsión Armónica Total (THD) o
Distorsión Armónica Demandada (TDD) los cuales se calculan con las siguientes fórmulas:
√∑
(1)
Donde:
47
√∑
(2)
Donde:
2.3.3 Origen de las Fallas de Tensión.
Las fallas sin interrupción se le puede atribuir al distribuidor, al usuario o a causas
“fuera de control”.
También se pueden describir de acuerdo al tipo de falla, en la Tabla 2.3 se observa
una clasificación de las causas principales que pueden provocar fallas en un SEP,
clasificadas de acuerdo a la naturaleza de la falla.
48
Tabla 2.3:Causas más a usuales de acuerdo al tipo de falla [7]
Tipo de falla
Aislamiento
Eléctrica
Mecánica
Térmica
Causa
Defectos de diseño
Errores en manufactura
Instalación inapropiada
Aislantes viejos o contaminados
sobretensiones o baja tensión por
efecto de la luces
sobretensiones o baja tensión por
efecto conmutación
Sobretensiones dinámicas
Contacto animal
Contacto con ramas
Colisiones vehiculares
Viento
Contaminación
Vandalismo
Desastres naturales mayores
Sobrecorriente
Sobretensión
49
2.4 Marco legal y normativa técnica
El sector eléctrico costarricense se caracteriza por la presencia de un actor estatal
dominante, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). En 1990, se promulgo la Ley
7200 que permitió la participación del sector privado en la generación eléctrica a base de
fuentes renovables. En un inicio, se limitó la participación privada a una proporción no
mayor del 15% de la potencia del sistema eléctrico nacional. Además esa ley estableció un
límite de 20 MW a las plantas privadas. Mediante la Ley 7508, que reformo en 1995 la Ley
No.7200, se amplió el espacio a la iniciativa privada, permitiendo su participación en
proyectos de hasta 50 MW, bajo la modalidad de BOT (Build, Own and Transfer), y
nuevamente circunscribiendo su ámbito de participación a la energía renovable. A esta
nueva modalidad se le impuso también un límite de 15% de la potencia del sistema
eléctrico nacional. Aunque en teoría el sector privado podría representar hasta un 30% de la
capacidad instalada total.
El sector eléctrico costarricense no posee una Ley General de Electricidad que
establezca los fundamentos generales en esta materia para todos los actores del sector. En
su lugar existe un buen número de leyes para actores particulares que interactúan según los
principios de cada legislación. Para lograr un comportamiento sectorial es necesario
efectuar una aplicación sistémica de los diversos cuerpos normativos. El marco legal con el
cual se rige el subsector eléctrico se basa en la siguiente normativa.
1. Ley de Creación del ICE (Ley 449 de 1949) con mandato a resolver y satisfacer la
generación eléctrica del país.
50
2. Ley No.5961 de 6 de diciembre de 1976 para la promoción de la Geotermia como
fuente renovable y proteger sus principales fuentes.
3. Leyes de Conservación y Creación de Parques Nacionales y áreas de protección
(Varias Leyes) que limitan la extracción y generación en estas mismas fuentes.
4. Ley de Generación Autónoma Paralela (Ley No.7200 y sus múltiples reformas), que
regula la participación de otros actores en la generación con base en fuentes hídricas
y otras no convencionales.
5. Ley de Participación de Cooperativas y Empresas de Servicio Público (Ley 8345
del 2003) que permite generación y distribución a otras entidades de carácter
Público.
6. Ley de Creación del MINAET.
7. Ley de Creación del SETENA.
8. Ley de transformación de ESPH en generadora con la introducción de parámetros
de “sostenibilidad y explotación eficiente de recursos naturales” (Ley 7789 de
1998).
9. Ley de Creación de la Aresep (Ley 7593).
10. Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, aprobado mediante la
Ley No.7848 de 1998. (SIEPAC).
11. ''Plan Piloto de generación para el autoconsumo"
A continuación se dará una breve reseña de aquellos marcos legales normativas que
involucren aspectos relacionados con la adición de generación distribuida en la red, y en
51
cuyo caso la aplicación de IEEE 1547 o la utilización como referencia será una herramienta
de útil seguimiento.
2.4.1 Entorno legal relacionado con la GD
2.4.1.1 Ley de Creación de la Aresep (Ley 7593)
El fundamento legal para la regulación del suministro eléctrico en Costa Rica, se
encuentra contenido en el inciso d, artículo 4 del la Ley N° 7593, “Ley de la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos”, que establece como uno de los objetivos
fundamentales de la Autoridad Reguladora, “Formular y velar porque se cumplan los
requisitos de calidad, cantidad, oportunidad, continuidad y confiabilidad necesarios para
prestar en forma óptima, los servicios públicos sujetos a su autoridad.”, dentro de los
cuales se encuentra el “Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación,
transmisión, distribución y comercialización”.
Los artículos 23 y 25 de la referida ley, complementan el marco legal que sustenta
la regulación de la calidad de la prestación de servicio público de electricidad, al indicar
que los sistemas de medición por medio de los cuales se suministren los servicios públicos,
serán sometidos a las pruebas de exactitud y confiabilidad que la Autoridad Reguladora
considere necesarias (artículo 23); y al señalar que la Autoridad Reguladora, emitirá los
reglamentos técnicos (normas técnicas) que especifiquen las condiciones de calidad,
confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima del suministro de los servicios
públicos (artículo 25).
52
2.4.1.2 Ley de Generación Autónoma Paralela (Ley No.7200 y sus múltiples
reformas)
Esta ley establece los términos y condiciones en que participa el sector privado en la
generación eléctrica con recursos renovables. Posee 2 capítulos, el segundo adicionado
mediante la reforma promulgada con la Ley 7508.
El primer capítulo permite el desarrollo y construcción de plantas hasta por un
máximo individual de 20 MW. La capacidad sumada de todas estas plantas no debe superar
el 15% de la capacidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). El ICE está facultado para
firmar contratos con estas empresas hasta por un plazo de 20 años. La tarifa es regulada por
ARESEP. Como requisitos previos es necesario obtener una elegibilidad por parte del ICE,
una concesión de fuerzas hidráulicas en el MINAET, y una concesión de servicio de
generación en la ARESEP, y la evaluación de impacto ambiental en la Secretaria Técnica
Nacional del Ambiente (SETENA). El capital social de estas empresas debe pertenecer al
menos en un 35% a costarricenses. El segundo capítulo permite el desarrollo y construcción
de plantas hasta por un máximo individual de 50 MW. La capacidad sumada de todas estas
plantas no debe superar el 15% de la capacidad del SEN, pero debe entenderse que este
15% es adicional al establecido en el capítulo 1. El ICE está facultado para establecer
licitaciones de bloques de energía para contratar estos proyectos bajo el esquema BOT. El
empresario desarrolla el proyecto bajo un contrato con un plazo máximo de 20 años,
comprometiéndose a transferirlo al ICE sin costo y en excelente estado de funcionamiento
al final de ese plazo. La tarifa se define en la competencia que establecen los oferentes para
ganar la licitación. Una vez adjudicado el contrato los oferentes deben cumplir con los
53
requisitos de concesión de fuerzas hidráulicas en el MINAET, concesión de servicio
público en la ARESEP, y la evaluación de impacto ambiental en SETENA. El capital social
de estas empresas debe pertenecer al menos en un 35% a costarricenses.
2.4.1.3 Ley de Participación de Cooperativas y Empresas de Servicio Público (Ley
8345 )
Según la Ley No.7200, Se declara de interés público la compra de electricidad, por
parte del ICE, a las cooperativas y a las empresas privadas en las cuales, por lo menos el
treinta y cinco por ciento (35%) del capital social pertenezca a costarricenses, que
establezcan centrales eléctricas de capacidad limitada para explotar el potencial hidráulico
en pequeña escala y de fuentes de energía que no sean convencionales, y según el artículo 2
de esta ley; son centrales de limitada capacidad, las centrales hidroeléctricas y aquellas no
convencionales que no sobrepasen los veinte mil kilovatios (20.000 KW).
Artículo 9º, Ley 8345 —Compra de energía por parte del ICE. Las asociaciones
cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales amparadas a la presente Ley:
a) Podrán utilizar para la generación de electricidad los recursos de energía del país,
tanto los renovables como los no renovables.
b) Destinarán la energía que generen para el consumo de los usuarios de sus redes
de distribución, de conformidad con sus áreas geográficas de cobertura en el territorio
nacional.
Las asociaciones cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales
amparadas a la presente Ley, podrán disponer la venta del excedente de energía eléctrica al
ICE o entre sí mismas.
54
Esta ley alberga, en combinación con lo que se define en la Ley No.7200, sistemas
de generación conectados a la red de distribución con una capacidad máxima de 20 MW.
Por lo tanto la aplicación de la norma IEEE Std 1547 en estos sistemas de generación puede
ser utilizada como una guía de puntos a tomar en cuenta, ya que no se hace referencia de
cumplimento a esta norma en específico, en ninguna parte de la ley, sin embargo; los
contratos que se sujetan a la Ley No.7200 si hacen referencia a disposiciones técnicas que
serán detalladas posteriormente.
2.4.1.4 Plan Piloto de generación para el autoconsumo
El “Plan Piloto de Generación Distribuida para Autoconsumo” es un programa
limitado de escala experimental, diseñado por el ICE, aplicado a sus clientes, para estimular
la instalación de pequeños sistemas de generación distribuida basados en fuentes
renovables. Tiene el doble propósito de estudiar tanto las nuevas tecnologías, como el
efecto de la generación distribuida sobre las redes.
La virtud principal del plan del ICE es su sencillez, de fácil y rápida aplicación, y
abierto a la participación de muchos abonados. Se entiende que el ICE espera cumplir con
estos criterios sin la desmedida lentitud y exceso de trámites que son a veces asumidos
como normales en el país. En el ANEXO A se muestra el Acuerdo de Interconexión para
dicho plan.
2.4.1.4.1 Objetivos del Plan.
La principal motivación tras el Plan de Generación Distribuida para Autoconsumo
se sustenta en dos principios:
55
1. Reconocer el potencial futuro que tienen los generadores pequeños como fuente
de energía renovable, con aporte de abonados privados.
2. Aceptar que el eventual efecto o impacto de muchos micro-generadores actuando
en paralelo sobre la Red no se conoce. Se necesita mayor información técnica y
práctica para dirigir con propiedad cambios al sistema actual.
Para el ICE, este Plan Piloto tiene el doble propósito de generar la información y
datos suficientes para valorar el rendimiento y operación de diferentes equipos, así como
analizar su eventual impacto sobre la red.
Para los participantes, es una oportunidad abierta para explorar diferentes maneras
de ahorrar en su consumo y factura de energía doméstica o local.
2.4.2 Disposiciones técnicas relacionadas con la GD
2.4.2.1.1 Normativa de la Aresep
Para el caso de Costa Rica la Autoridad Reguladora Servicios Públicos (ARESEP)
es el ente encargado de fiscalizar el cumplimiento de la calidad de la tensión. Para redes de
distribución a baja y mediana tensión las leyes “Calidad del Voltaje de Suministro” (ARNTCVS), y “Calidad de la Continuidad del Suministro Eléctrico” (AR-DTCSE) establecen
la normativa acerca de la regulación de los fenómenos que afectan la calidad de la energía
como armónicas, huecos de tensión, picos de tensión, transitorios, e interrupciones, estas
últimas especificadas con detalle en la norma AR-DTCSE. Por otro lado la norma
“Metodología para la evaluación de la Calidad de Voltaje de Suministro” (AR-MTCVS) da
las pautas para establecer la metodología necesaria al realizar estudios de media y baja
56
tensión. Dichas normas técnicas emitidas en diciembre de 2001 son detalladas si se les
compara con reglamentaciones de otros países latinoamericanos. La norma técnica
“Calidad en el servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica” (AR-NTGT) se
encarga de regular la calidad de la tensión de suministro en alta tensión.
2.4.2.2 Normas técnicas de regulación de tensión en sistemas de más de 5 MW
operando bajo Ley No.7200
La regulación del voltaje en la barra de salida de todo generador (voltaje terminal
del generador) es un requisito indispensable para la operación del sistema eléctrico. Para
ello, el sistema de excitación de los generadores síncronos deberá tener un regulador de
voltaje que operará en modo automático, regulando el voltaje terminal del generador
cuando estén sincronizados al Sistema Eléctrico Nacional, según los límites operativos de
las unidades generadoras dadas por su curva de capacidad respetando las recomendaciones
de los fabricantes y la topología de a red. No se aceptarán reguladores que sigan consignas
de factor de potencia o de potencia reactiva (MVAr).
El cumplimiento de este requisito es necesario para que todos los generadores
contribuyan en función de su capacidad, a la regulación del voltaje del sistema de
transmisión y distribución de electricidad, en concordancia con los numerales 4.3 y 8.3.8 de
la norma técnica de ARESEP AR-NTGT. Así mismo, con este tipo de operación se busca
evitar el disparo innecesario de unidades generadoras durante contingencias en el sistema
eléctrico.
Los sistemas de excitación y regulación de los generadores síncronos deben tener
las siguientes características:
57
a)
En estado estable el voltaje terminal debe tener una regulación máxima de
±0.5% con respecto a la consigna de voltaje (voltaje de referencia Vr), al variar la carga
desde cero MW, cero MVAR, hasta la potencia activa y potencia reactiva nominal.
b)
Los sistemas de excitación tendrán limitadores de mínima excitación que
impidan que el generador pierda sincronismo por baja excitación.
c)
El generador y el sistema de excitación deben ser capaces de operar en
forma continua dentro de la curva de capacidad del generador.
d)
El generador y el sistema de excitación deben ser capaces de soportar
sobrecargas temporales de acuerdo con las recomendaciones de los fabricantes.
e)
Los limitadores de máxima excitación y las protecciones se coordinarán con
la capacidad térmica temporal. Las protecciones sólo operarán en caso que los limitadores
fallen.
f)
El ajuste del cambiador de derivaciones del transformador elevador se
determinará por medio de estudios eléctricos que realizará el ICE, para obtener la mejor
regulación de voltaje posible, sin que se sobrepasen los límites de variación normales de
±5% con respecto al voltaje terminal nominal del generador, según lo dispuesto en la norma
técnica AR-NTGT de la ARESEP.
g)
En el caso de que la Planta generadora requiera utilizar estabilizadores de
potencia, éstos deberán ajustarse para amortiguar las oscilaciones electromecánicas locales
y contribuir a amortiguar las oscilaciones entre áreas. La señal de entrada de los
estabilizadores será tal que no provoque variaciones indeseables de potencia reactiva
cuando se varía la carga de la máquina.
58
La Planta deberá operar ejerciendo la regulación de voltaje en forma automática
permanentemente. Será obligación del operador del generador informar previamente dentro
de un plazo máximo de 24 horas cuando la regulación de voltaje automática sea
deshabilitada, detallando tanto los motivos de dicha condición como también su duración
prevista.
2.4.2.3 Disposiciones técnicas del Plan Piloto de Generación para Autoconsumo
El Plan Piloto genera un acuerdo de participación con el abonado y a su vez impone
restricciones técnicas a la conexión con la red mostradas en el ANEXO B. Entre ellos:
Estar conforme con las especificaciones actualizadas de la norma IEEE Std. 1547,
bajos las cuales se rige el ICE, estas tienden a ser actualizadas regularmente.
Cumplir con las normativas locales impuestas por la ARESEP. Esto tiene que ver
con la calidad de la energía, operación de medidores y funcionalidad en la
instalación de acometidas.
Para la mayoría de los casos (residenciales) los requisitos son mero trámite y no
superan los límites de tolerancia admitidos por el ICE. Con una buena instalación
con equipos pre-aprobados, el ICE no requiere de mayores requisitos para su
aprobación.
Para el abonado, el interruptor externo para aislar los problemas de energía
parecieran ser el vínculo crítico con el suplidor. Es decir, un buen interruptor tiende
a facilitar la aprobación de estos micro-generadores, en tanto ayuden a aislar
problemas locales.
59
La medición de resultados se da con asistencia de dos tipos de medidores en el
mercado. Los bidireccionales que hacen un balance entre lo que entra y lo que sale
en función de kWh, o los duales, que miden por separado entrada y salida. En
ambos casos el resultado aplicable a la facturación es el mismo.
Salvando la etapa de conexión a la red, las protecciones de seguridad y las prácticas
normales de instalación y la integración de estos equipos, no debe ser complicada.
Cualquier unidad que muestre falla, debe ser interrumpida al instante, de manera
que no afecte el uso de electricidad local o afecte a la de sus vecinos.
2.5 Norma Std. IEEE 1547 para la interconexión de la Generación
Distribuida con los Sistemas Eléctricos de Potencia [8]
Teniendo en cuenta que los sistemas de potencia no están diseñados para integrar
generación a nivel de distribución, la norma IEEE 1547, es la primera publicación que
proviene del esfuerzo conjunto del Comité Coordinador de normas 21 de la IEEE en
Celdas de combustible, fotovoltaicas, generación dispersa y almacenamiento de energía,
que pretende determinar las salvaguardas técnicas mínimas necesarias en la interconexión
de estos sistemas con el sistema eléctrico para evitar efectos negativos en la confiabilidad y
seguridad.
2.5.1 Generalidades
El estándar provee las especificaciones y requerimientos técnicos de la
interconexión y especificaciones y requerimientos de las pruebas interconexión de los
60
equipos de generación distribuida con los SEP. El propósito fundamental de esta norma es
dotar de normas y criterios uniformes relevantes al desempeño, operación, procedimiento
de pruebas, consideraciones de seguridad y el mantenimiento de la interconexión en sí
misma.
Los requerimientos deben ser cumplidos en el punto común de conexión (PCC), y
se tiene que tomar en cuenta que el equipo que se utiliza para cumplir con las
especificaciones de la norma puede estar ubicado en cualquier parte ya que, cuando la
norma se refiere a la interconexión, no se refiere solamente a los dispositivos que conectan
los RD con el SEP, sino que refiere a todas las funciones de software y hardware del
sistema de interconexión que pueden afectar un SEP de área.
Las especificaciones y requerimientos de la norma, tanto técnicos como de
procedimiento de pruebas, son necesarias universalmente para la interconexión de RD
incluyendo maquinas sincrónicas, máquinas de inducción, o convertidores e inversores de
potencia. Esta norma aplica en la mayoría de instalaciones para conectar RD a la red de
distribución, con una capacidad agregada de menos de 10 MW en el PCC. Usualmente las
unidades de generación se conectan a las redes de distribución en los circuitos de media y
baja tensión. Este será el principal énfasis de estudio de esta norma.
Se aclara y se toma en cuenta una serie de aspectos y limitantes que no se
contemplan en [8] y que son de vital importancia para efectos de diseño y cumplimiento de
requerimientos, los cuales se detallan a continuación:
61
El estándar no define la capacidad máxima de un RD que puede ser
conectada en un PCC o soportada por un circuito alimentador.
El estándar no prescribe sobre los requerimientos de autoprotección y
operación de las unidades de generación.
El documento no es explicativo en cuanto a aspectos de planificación,
diseño, operación y mantenimiento de un SEP de distribución.
La norma no aplica a esquemas de transferencia de energía donde la carga
será alimentada de una fuente o de otra a través de interruptores de
transferencia cerrados "make before break". Previendo que la operación de
paralelismo de las fuentes dure menos de 100ms, excepto como se indica en
2.5.4.4.
2.5.2 Definiciones
2.5.2.1 Operador de un área del sistema eléctrico de potencia:
Entidad responsable de diseñar, construir, operar y mantener un área de un SEP.
2.5.2.2 Desenergizar:
Detener el flujo de energía.
2.5.2.3 Pruebas de diseño:
Pruebas a uno o más dispositivos ensamblados para cumplir un diseño en
específico, para determinar si el diseño cumple con las especificaciones.
62
2.5.2.4
Generación distribuida (GD):
Instalaciones de generación eléctrica conectadas a un SEP de área a través de un
PCC.
2.5.2.5 Recursos distribuidos (RD):
Fuentes de potencia eléctrica que no están conectados directamente al sistema de
transmisión de alta tensión. Los RD incluyen tanto generadores como tecnologías de
almacenamiento de energía.
2.5.2.6 Sistema Eléctrico de Potencia (SEP):
Instalaciones que permiten la correcta transmisión de potencia a las cargas.
2.5.2.6.1 Sistema eléctrico de potencia de área (SEP de Área)
Un SEP que sirve SEP locales. Un SEP de Área usualmente refiere a todo el sistema
de transmisión, subtransmisión y distribución incluyendo subestaciones, líneas de
distribución en media y baja tensión, transformadores, equipo de control y dispositivos de
protección de la red. Ver Figura 2.12.
63
SEP de Area
Punto
común de
conexión
PCC
PCC
PCC
Punto de
conexión
del RD
Carga
SEP Local 1
Unidad de
recurso
distribuido
RD
SEP Local 2
Punto de
conexión
del RD
RD
Carga
SEP Local 3
Figura 2.12: Relación de los términos de interconexión.
2.5.2.6.2 Sistema Eléctrico de Potencia Local ( SEP Local)
Un SEP conformado por una única premisa o por un grupo de premisas.
Normalmente son todas los sistemas que se encuentran el lado de carga del PCC. Un SEP
local puede estar conectado en rango amplio de voltajes de operación, puede ser desde un
sistema simple conectado a 120 V hasta sistemas industriales conectados en la red de
transmisión a 230 kV. Ver Figura 2.12
2.5.2.7 Interconexión
El resultado de añadir una unidad de RD a un SEP de Área. Ver Figura 2.13
64
Figura 2.13: Esquema de la interconexión
2.5.2.8 Equipo de la interconexión
Equipo utilizado en un sistema de interconexión y puede ser individual o el
conjunto de varios equipos.
2.5.2.9 Sistema de interconexión
El conjunto de todos los equipos y funciones, considerados como unidad, utilizados
para interconectar RD con un SEP de Área.
2.5.2.10 Inversor
Una máquina, dispositivo o sistema que cambia potencia en corriente continua en
potencia en corriente alterna
2.5.2.11 Isla
Condición en la cual una parte del SEP de Área es energizada aisladamente por uno
o más SEP locales a través del PCC asociado, mientras esa parte del SEP de Área es
eléctricamente separada del resto del SEP de Área.
2.5.2.11.1 Condición de isla Intencional
Existencia de una Isla planificada.
65
2.5.2.11.2 Condición de isla involuntaria
Existencia de una Isla no planificada.
2.5.2.12 Punto Común de Conexión (PCC)
El punto donde un SEP local se conecta con un SEP de Área. Ver Figura 2.12
2.5.2.13 Punto de conexión de un recurso distribuido (punto de conexión de RD)
Punto donde un RD es conectado eléctricamente a un SEP.
2.5.2.14 Equipo de simulación del servicio eléctrico
Un ensamble de equipos de prueba que proveen una frecuencia variable y un nivel
de tensión variable utilizados para simular la fuente del servicio eléctrico.
2.5.2.15 Distorsión armónica demandada (TDD)
La raíz cuadrada de la sumatoria de las corrientes armónicas, dada en porcentaje,
según la máxima corriente demandada por la carga, usualmente medido durante 15 a 30
minutos.
2.5.2.16 Distorsiones totales de corriente nominal (TRD)
Es el valor total rms de la raíz cuadrada de la sumatoria de las corrientes armónicas
creadas por un RD operando en una red balaceada, dividido entre la mayor corriente de
demanda medida (IL) o la corriente nominal de la unidad de RD (Irated).
2.5.3 Especificaciones técnicas y requerimientos para la interconexión
Los requerimientos de esta cláusula deben ser cumplidos en el PCC, sin embargo
los dispositivos utilizados para medir el cumplimiento de los requerimientos pueden estar
ubicados en cualquier parte. Estos requerimientos aplican indistintamente a la contribución
66
de un solo RD o la sumatoria de las contribuciones de varios RD que estén conectados a un
SEP Local.
2.5.4 Requerimientos generales
2.5.4.1 Regulación de voltaje
Un RD no debe regular activamente el voltaje en el PCC. Además se debe tener en
cuenta que un RD no debe causar que el voltaje de servicio de su SEP de Área cause a otro
SEP de Área estar fuera del los requerimientos definidos en [9], Rango A, ver Figura 2.10.
Figura 2.14: Limites de voltaje en baja tensión [9]
67
2.5.4.2 Integración con el esquema de puesta a tierra del SEP de Área
El sistema de puesta a tierra de la interconexión no debe causar sobretensiones que
excedan el aporte de sobretensiones causadas por equipos conectados al SEP de Área y no
deben interrumpir la coordinación de protecciones por falla a tierra del SEP de Área.
2.5.4.3 Sincronización
Los RD se deben de conectar en paralelo con el SEP de Área sin causar
fluctuaciones de tensión en el PCC que sobrepasen ±5% del nivel de tensión predominante
en el SEP de Área.
2.5.4.4 Redes secundarias ''Spot Network''
Estas redes consisten en dos o más transformadores con sistemas de protección y
conmutación, conectados en paralelo en el lado de baja tensión a 277/480 V o 120/208 V.
Usualmente estas redes alimentan edificios o una porción de un edificio. Este esquema es
altamente fiable y es comúnmente utilizado en esquemas de distribución con alta densidad
de carga como en aéreas metropolitanas y ciudades de negocios.
Según la norma, los protectores de la red no deben conmutar, separar, funcionar
como un interruptor de respaldo o en alguna forma aislar la red o el alimentador principal
de la red al cual está conectado el RD del resto del SEP de Área.
Si se conecta un RD a una red ''spot network'', este no debe provocar operar o
prevenir el recierre de ningún interruptor de seguridad para proteger la red. Es decir, ante la
instalación de un RD en una red secundaria "spot network"', la coordinación de
protecciones debe operar sin tener que hacerse cambios en sus parámetros.
68
Por otro lado, la conexión de un RD a un SEP de Área solo es permitida una vez
que el 50% de los protectores de la red instalados ya se encuentren energizados.
La salida de un RD no debe provocar operación cíclica de ningún tipo en los
protectores de la red y la capacidad de carga y de interrupción por falla de la red no se debe
exceder por la adición de un RD.
Sub-estación de
Distribución
Protección alimentadores
de alta tensión
Otras
cargas
Otras
cargas
Carga
Carga
Interruptor de media
tensión
Relé con función de potencia
reversa
Interruptor de baja tensión
(protección de la red)
Relé con función de fase
Fusible
Figura 2.15: Esquema típico de una red de distribución secundaria ''spot network'' [3]
2.5.4.5 Energización inadvertida a un SEP de Área
Un RD no debe energizar un SEP de Área, si este se encuentra desenergizado.
69
2.5.4.6 Provisiones de monitoreo
Un RD de una capacidad de 250KVA o más en el PCC, ya sea la capacidad
agregada de varias unidades o una unidad individual, debe tener provisiones de monitoreo
para conocer su condición de conexión a la red. Se debe conocer la salida de potencia real,
potencia reactiva y voltaje en el punto de conexión del DR.
2.5.4.7 Dispositivo de aislamiento
Cuando las prácticas de la empresa de servicios lo indique, se debe instalar un
interruptor de aislamiento, visible y que se pueda bloquear su acceso entre el SEP local y el
DR.
2.5.4.8 Integridad de la interconexión
2.5.4.8.1 Protección contra interferencia electromagnética.
El sistema de interconexión debe tener la capacidad de soportar interferencia
electromagnética (EMI) de acuerdo a lo definido por la IEEE Std C37.90.1-2002 " IEEE
Standard Surge Withstand Capability (SWC) Tests for Relays and Relay Systems
Associated with Electric Power Apparatus". La influencia de EMI no debe provocar un
cambio de estado ni problemas de operación en el sistema de interconexión.
2.5.4.8.2 Resistencia ante elevaciones
El sistema de interconexión debe tener la capacidad de soportar elevaciones de
voltaje y corriente según lo definido en la norma IEEE Std62.41.2-2002 '' Recommended
Practice on Characterization of Surges in Low-Voltage (1000 V and Less) AC Power
Circuits''
70
2.5.4.8.3 Dispositivo de paralelismo
El dispositivo de paralelismo del sistema de interconexión debe ser capaz de
soportar un 220% del voltaje nominal del sistema.
2.5.5 Respuesta ante condiciones anormales del SEP de Área
Como ya se estudió, los SEP están propensos a operar en condiciones anormales
que pueden estar relacionadas con fallas en el sistema o variaciones en la magnitud y
frecuencia del voltaje del servicio por causas que se explicaron anteriormente.
Ante condiciones anormales de operación, los RD deberán responder de acuerdo a
los requerimientos explicados en este punto. La respuesta busca seguridad en el personal de
mantenimiento de la compañía de servicio, público en general y también evitar que se
generen daños en el equipo conectado a la red, incluyendo el DR.
2.5.5.1 Fallas en el SEP de Área
El RD debe desenergizar el SEP de Área cuando se presentan fallas en el SEP al
cual se encuentra conectado.
2.5.5.2 Coordinación de recierres con el SEP de Área
El RD debe desenergizar el circuito del SEP de Área al cual está conectado antes
del recierre del sistema de protecciones del SEP de Área.
2.5.5.3 Voltaje
Las funciones de protección del sistema de interconexión deben detectar el voltaje
efectivo (rms) o el valor de la tensión fase a fase de la onda fundamental, exceptuando
cuando el transformador colocado del SEP Local al SEP de Área tiene una configuración
71
estrella-estrella aterrizada o cuando se trata de una instalación monofásica; en estos casos
es se debe conocer el valor de la tensión de fase a neutro. Cuando algún voltaje se
encuentra en los rangos mostrados en la Tabla 2.4, el RD debe desenergizar el SEP antes de
que se cumpla el tiempo de apertura definido en la tabla. El tiempo de apertura es el tiempo
comprendido desde que se da una condición anormal en el voltaje hasta que el RD
desenergice el SEP de Área. Para RD con una capacidad menor a los 30 kW, el punto de
operación del voltaje y los tiempos de apertura pueden ser predefinidos o ajustables. Para
RD con una capacidad mayor a los 30 kW el punto de operación de voltaje debe ser
ajustable.
Tabla 2.4: Respuesta del sistema de interconexión ante condiciones anormales de
voltaje
Rango de voltajes
(% del voltaje base a)
Tiempos de apertura (s)b
V < 50
50 ≤ V < 88
110 ≤ V < 120
V ≥ 120
0.16
2.00
1.00
0.16
a
El voltaje base es el voltaje nominal definido por ANSI C84.1-1995
b
DR ≤ 30 kW, tiempos de apertura máximos; DR ≥ 30 kW, tiempos de
apertura por defecto
El voltaje debe ser detectado en el PCC o en el punto de conexión del RD cuando
alguna de las siguientes condiciones se cumpla:
a)
La capacidad agregada del RD conectado al PCC es menor o igual a 30 kW,
b)
El equipo de interconexión se encuentra certificado para una prueba de
rechazo a condición de isla para el sistema al cual va ser conectado,
72
c)
La capacidad agregada es menor al 50% de la demanda eléctrica mínima
integrada total del SEP Local durante un periodo de 15 minutos, y la
exportación de potencia activa y reactiva al SEP de Área no es permitida.
2.5.5.4 Frecuencia
Cuando la frecuencia del sistema se encuentra en los rangos definidos por la Tabla
2.5, el RD debe desenergizar el SEP de Área dentro de los tiempos de apertura definidos. El
tiempo de apertura es el tiempo comprendido desde que se da una condición anormal en la
frecuencia hasta que el RD desenergice el SEP de Área. Para RD con una capacidad menor
a los 30 kW, el punto de operación de frecuencia y los tiempos de apertura pueden ser
predefinidos o ajustables. Para RD con una capacidad mayor a los 30 kW el punto de
operación de frecuencia debe poder ser ajustable.
El ajuste de los tiempos de salida de operación del RD por condiciones anormales
en la frecuencia debe ser coordinado con el operador del SEP de Área.
73
Tabla 2.5: Tiempos de apertura vs capacidad y frecuencia.
Tamaño del DR
Rango de frecuencia (Hz)
Tiempos de apertura
(s)a
≤ 30 kW
> 60.5
< 59.3
> 60.5
0.16
0.16
0.16
< {59.8 - 57.0}
(punto de operación ajustable)
Ajustable 0.16 a 300
< 57.0
0.16
> 30 kW
a
DR ≤ 30 kW, tiempos de apertura máximos; DR ≥ 30 kW, tiempos de apertura por defecto
2.5.5.5 Pérdida de sincronismo
No se necesita protección por pérdida de sincronismo, exceptuando si es necesario
para cumplir 2.5.6.2.
2.5.5.6 Reconexión al SEP de Área
Después de un disturbio en el SEP de Área, la reconexión de un RD no se debe dar
hasta que el voltaje esté dentro del Rango B definido en ANSI C84.1-1995, Tabla 1. Así
mismo el rango de la frecuencia debe encontrarse entre 59,3 Hz y 60,5 Hz.
El sistema de interconexión de un RD debe incluir un retraso ajustable de
reconexión una vez que los valores de voltajes y frecuencia anteriormente definidos. El
retraso debe ser ajustado a 5 minutos o más, o bien un retraso fijo de 5 minutos.
74
2.5.6
Calidad de energía
2.5.6.1 Limitación de inyección de componentes de CC
El RD y su sistema de interconexión no deben inyectar corriente CC mayor al 0,5%
de la corriente nominal máxima de salida en el punto de conexión del DR.
2.5.6.2 Limitación de parpadeo
El RD no debe crear parpadeo indeseable en otros clientes del SEP de Área.
2.5.6.3 Armónicos
Cuando un RD se encuentra sirviendo cargas lineales, la inyección de corrientes
armónicas a la red en el PCC no debe exceder los límites definidos en la Tabla 2.6. La
inyección de corrientes armónicas contempladas deben excluir cualquier otro tipo de
corriente armónica provenientes de distorsiones de voltajes presentes en el SEP de Área,
sin contemplar el RD conectado.
Tabla 2.6: Distorsión máxima de corriente armónica en porcentaje de la corriente (I)
a
Componente
armónica de orden h
(impares)
h < 11
11 ≤ h <17
17 ≤ h < 23
23 ≤ h < 35
35 ≤ h
Distorción Total
Demandada
(TDD)
Porcentaje (%)
4.0
2.0
1.5
0.6
0.3
0.5
a
I = La mayor de las corrientes,de las demandas maximas del EPS Local medidas durante 15 o 30 min sin la presencia del DR o
la capacidad de corrientre nominal del DR en el PCC, cuando existe un transformador entre el DR y el PCC.
b
Inclusive se acostumbra limitar los armónicos un 25% más que los armónicos mostrados.
2.5.7 Condición de Isla
2.5.7.1 Condición de isla involuntaria
Cuando se da una condición de isla sin intención donde el RD energiza una parte
del SEP de Área a través del PCC, el sistema de interconexión del RD debe detectar esta
75
condición y desenergizar el SEP de Área en un máximo de dos segundos, después de que
se dio la formación de la isla1.
2.6 Especificaciones
y
requerimientos
para
las
pruebas
de
la
interconexión
Esta cláusula provee las pruebas requeridas que demuestran que el sistema de
interconexión cumple con los requerimientos de la punto 2.5 de este documento. Las
pruebas que se deben aplicar según esta cláusula son requeridas por todos los sistemas de
interconexión y los resultados de estas pruebas deben ser documentados formalmente.
Las especificaciones y requerimientos de pruebas definidos por el estandar, son
universalmente necesarios para la interconexión de los DR; incluyendo máquinas
1
Algunos ejemplos por los cuales este requerimiento pudo haberse cumplido son:
a)
La capacidad agregada del RD es menor a la tercera parte de la carga mínima del EPS
Local.
b) El RD se encuentra certificado para pasar una prueba de inexistencia de islas, según aplique.
c)
La instalación del RD contiene protección de flujo de potencia reversa o mínima, detectado
entre el punto de conexión del RD y el PCC, donde se desconectará o aislará el RD si el
flujo de potencia desde el EPS de Área hacia el EPS Local se encuentra por debajo del
umbral programado.
d) El RD contiene otros recursos anti-isla como: 1) desplazamiento forzado de voltaje o
frecuencia, 2) disparos de transferencia de energía o 3) controladores de gobernador y
excitación que logren mantener potencia y factor de potencia constante.
76
sincrónicas, maquinas de inducción e inversores/convertidores de potencia estática, y serán
suficientes para la mayoría de instalaciones.2
2.6.1 Pruebas de diseño
Las pruebas de diseño deben ser efectuadas de acuerdo a la topología del sistema
de interconexión y estas deben ser efectuadas a un prototipo representativo del sistema de
interconexión, ya sea en la fábrica, en un laboratorio de pruebas certificado o bien a través
de pruebas al equipo en el sitio de instalación.3
Esta prueba aplica para sistemas de interconexión empaquetados donde todos sus
componentes se encuentran embebidos en un solo equipo o para sistemas de interconexión
que utilizan un ensamble de componentes separados.
La prueba de diseño debe ser conducida a la misma muestra en la secuencia que
muestra la tabla 2.6
2
Puede que sea necesario pruebas adicionales para algunas situaciones límites.
3
Las pruebas de diseño de 2.6.1 pueden ser adoptadas como las pruebas base para la certificación de
los sistemas de interconexión.
77
Tabla 2.7: Secuencia para conducir una prueba de diseño
Orden requerido
1
2
3
Orden sugerido
4
5
6
Cláusula de la prueba de diseño y título
2.5.1.1 Respuesta ante voltaje y frecuencia anormal
2.5.1.2 Sincronización
2.5.1.3 Prueba a la integridad de la interconexión
2.5.1.1 Respuesta ante voltaje y frecuencia anormal
2.5.1.2 Sincronización
2.5.1.4 Condición de isla sin intención
7
2.5.1.5 Limitación de inyección de componentes de C.C
8
2.5.1.6 Componentes armónicas
2.6.1.1 Respuesta ante condiciones anormales de voltaje y frecuencia
Esta prueba debe demostrar que el RD deja de energizar el SEP de área cuando el
voltaje o la frecuencia excede los límites especificados en 2.5.5.3 y 2.5.5.4. Los sistemas de
interconexión equipados con puntos de referencia ajustables en sitio, deben ser probados en
el punto mínimo, medio y máximo, del rango de puntos de referencia. Estas pruebas deben
ser conducidas utilizando; ya sea equipo que simule el servicio de la empresa distribuidora
o el método de inyección secundario.
2.6.1.2 Sincronización
Los resultados de las pruebas conforme a los requerimientos de A, B o C definidos
abajo, son aceptados para indicar el cumplimiento con los requerimientos de 2.5.4.3. A
continuación, se explican las condiciones apropiadas que se deben cumplir para un sistema
de interconexión específico.
A. Interconexión sincrónica a un SEP, o un SEP Local energizado a un SEP de
Área energizado.
78
Esta prueba debe demostrar que en el momento de cierre del dispositivo de
paralelismo, todos los tres parámetros de la tabla 2.7 se encuentran dentro del rango
definido. También debe demostrar que si alguno de los parámetros de esta prueba se salen
del rango, el dispositivo no debe realizar el cierre.
Tabla 2.8: Límites de los parámetros de sincronización para la interconexión
sincrónica a un SEP, o un SEP Local energizado a un SEP de Área energizado
Capacidad agregada de
las unidades del DR
(kVA)
0-500
Diferencia en frecuencia
(Δf,Hz)
Diferencia en voltaje
(ΔV,%)
Diferencia en el desfase
(Δɸ,°)
0.3
10
20
0.2
0.1
5
3
15
10
>500-1500
1500-10000
B. Interconexión con generadores de inducción.
Los generadores de inducción autoexcitados deben cumplir con las prueba definidas
en A. de la cláusula 2.6.1.2.
La prueba también debe determinar la máxima corriente de arranque de la unidad. 4
Los resultados de esta prueba deben ser utilizados, según la información de la impedancia
del SEP de Área y el lugar donde será conectado el sistema, para estimar la máxima caída
de voltaje y así verificar que la unidad no va a exceder los requerimientos de sincronización
definidos en 2.5.4.3, así como los requerimientos de parpadeo expuestos en 2.5.6.2.
C. Interconexión con inversores
4
NEMA MG 1-1998, contiene un método aceptable para determinar la corriente de arranque.
79
Los sistemas de interconexión basados con inversores, que produzcan un voltaje
fundamental previo al cierre del dispositivo de paralelismo, deben ser probados de acuerdo
al procedimiento definido para las interconexiones sincrónicas en 2.6.1.2.
Para cualquier otro tipo de sistema de interconexión con inversor, se debe
determinar la máxima corriente de arranque de la unidad. Los resultados de esta prueba
deben ser utilizados, según la información de la impedancia del SEP de Área y el lugar
donde será conectado el sistema, para estimar la máxima caída de voltaje y así verificar que
la unidad no va a exceder los requerimientos de sincronización definidos en 2.5.4.3, así
como los requerimientos de parpadeo expuestos en 2.5.6.2.
2.6.1.3 Pruebas de integridad de la interconexión
2.6.1.3.1 Protección contra interferencia electromagnética.
Se le deben realizar pruebas al sistema de interconexión en conformidad a lo
definido en IEEE Std C37.90.2-1995 para confirmar que los resultados cumplen con las
especificaciones del punto 2.5.4.8.1. La influencia de EMI no debe provocar un cambio de
estado ni problemas de operación en el sistema de interconexión.
2.6.1.3.2 Resistencia ante elevaciones
El sistema de interconexión debe ser probado según los requerimientos en 2.5.4.8.2
en todas los modos de operación normales conforme a lo definido en IEEE Std C62.452002. Esta prueba se realiza a distintos niveles de acuerdo con lo definido en IEEE Std
62.41.2-2002 al equipo cuyo punto de operación sea inferior a los 1000 V para confirmar
que la capacidad de resistencia ante elevaciones se cumple. En los sistemas de
interconexión cuyo punto de operación sea superior a los 1000 V, las pruebas deben ser
80
realizadas en conformidad a los estándares designados y aplicables definidos por el
fabricante o el sistema integrador. Para el equipo de señales y circuitos de control del
sistema de interconexión, se utiliza lo normado en IEEE Std 37.90.1-2002. Los resultados
de estas pruebas deben indicar que la unidad no falló, no tuvo ningún mal funcionamiento y
no entregó información errónea.
2.6.1.3.3 Dispositivo de paralelismo
Se debe conducir una prueba dieléctrica a través del circuito abierto del dispositivo
de paralelismo para verificar el cumplimiento de los requerimientos del punto 2.5.4.8.3.
2.6.1.3.4 Condición de isla involuntaria
Una prueba o una verificación en campo debe ser conducida para confirmar que el
punto 2.5.7.1 se cumple independientemente del método seleccionado para detectar el
aislamiento.
2.6.1.3.5 Limitación de inyección de componentes de CC
Los RD que trabajen con inversor, deben ser probados para confirmar que la
inyección de componentes de CC no son superiores a los límites establecidos en 2.5.6.1.
2.6.1.3.6 Armónicos
La intención de la prueba de armónicas es asegurar que ante condiciones de
operación preestablecidas, el RD cumple con los requerimientos listados en 4.3.1
El RD deberá operar en paralelo con una fuente de voltaje predominantemente
inductiva que tenga una capacidad de corto circuito ISC de no menos de 20 veces de la
corriente de nominal, en la frecuencia fundamental, del DR. El voltaje y la frecuencia de
salida de la fuente deben ser iguales a el voltaje y la frecuencia nominal del DR. La onda
81
del voltaje sin carga producida por el SEP de área o por la fuente de voltaje que va a
simular la compañía de distribución, debe tener una distorsión armónica total (THD),
menor al 2,5%.
El RD debe operar durante la prueba con una corriente de carga, IL al 33%, al 66% y
finalmente a un nivel cercano al 100% de la corriente nominal de salida. Se debe usar en
este caso la distorsión total de corriente nominal (TRD) en lugar de TDD. TRD es el valor
total rms de la raíz cuadrada de la sumatoria de las corrientes armónicas creadas por un RD
operando en una red balaceada, dividido entre la mayor corriente de demanda medida (I L) o
la corriente nominal de la unidad de RD (Irated). La distorsión armónica individual y la TRD
de la corriente de salida del RD debe ser medida en las primeras 40 armónicas. Las
inyecciones de corrientes armónicas deben ser exclusivamente aquellas que se producen en
el SEP de Área si la presencia del DR. Los resultados de las pruebas no deben exceder los
valores del punto 2.5.6.3, Tabla 2.4.5
Como una alternativa, un RD de generador sincrónico puede ser probado para que
cumpla con 2.5.6.3; inclusive posterior a la instalación o entregando potencia a una carga
resistiva y aislando a la máquina de otras fuentes. El voltaje de armónicas cuando se
entrega potencia a un 100% de la capacidad nominal en kVA, no debe exceder los niveles
establecidos en la Tabla 2.9. El voltaje de armónicas debe ser medido línea a línea en
sistemas trifásicos de tres hilos y línea a neutro en sistemas trifásicos de 4 hilos.
5
Estos valores o valores inferiores pueden ser requeridos para cumplir una TDD de 5% en el PCC.
82
Tabla 2.9: Máxima distorsión del voltaje de armónicas en porcentaje respecto al
voltaje nominal de la máquina sincrónica.
Componente
armónica de orden h
(impares)
h < 11
11 ≤ h <17
17 ≤ h < 23
23 ≤ h < 35
35 ≤ h
Distorción total
de armónicas
Porcentaje (%)
4.0
2.0
1.5
0.6
0.3
5.0
2.6.2 Pruebas de producción
Cada sistema de interconexión debe ser sometido a los requerimientos de los puntos
2.6.1.1 y 2.6.1.2. Los sistemas de interconexión que tengan varios puntos de operación
deben ser probados en el punto de operación que recomiende el fabricante. Esta prueba
puede ser realizada como una prueba de fabrica o puede ser llevada a cabo como parte de
una prueba comisionada (ver 2.6.4).
2.6.3 Evaluación de la instalación de la interconexión
2.6.3.1 Integración con el esquema de puesta a tierra del SEP de Área
Se debe verificar el diseño del sistema con el fin de asegurar que se cumple con los
requerimientos de 2.5.4.2
2.6.3.2 Dispositivo de aislamiento
Se debe verificar el diseño del sistema con el fin de asegurar que se cumple con los
requerimientos de 2.5.4.7.
2.6.3.3 Provisiones de monitoreo
Se debe verificar el diseño del sistema con el fin de asegurar las provisiones de
monitores son acordes con lo definido en el punto 2.5.4.6.
83
2.6.3.4 Fallas en el SEP de Área
Se debe verificar el diseño del sistema con el fin de asegurar que se cumple con los
requerimientos de 2.5.5.1.
2.6.3.5 Coordinación de recierres con el SEP de Área
Se debe verificar el diseño del sistema con el fin de asegurar que este se encuentra
coordinado con las prácticas de recierre del SEP de Área, en conformidad con lo
establecido en el punto 2.5.5.2.
2.6.4 Pruebas de inspección
Toda prueba de inspección debe ser desarrollada de acuerdo a procedimientos
escritos. Las siguientes inspecciones visuales deben ser realizadas:
- Revisar que los requerimientos de coordinación del sistema de puesta a tierra es
implementado según lo definido en la norma.
- Confirmar la presencia del dispositivo de aislamiento según lo especificado en
2.5.4.7.
Las pruebas de inspección se deben realizar a la interconexión una vez que el
sistema de generación distribuida fue instalado antes de la puesta en marcha en paralelo con
la red. Las siguientes pruebas son requeridas:
- Prueba de operación del dispositivo de aislamiento
Funcionalidad de isla involuntaria como se explica en el punto 2.5.4.1
Funcionalidad del equipo al desenergizar como se define en el punto
2.5.4.2
84
Cualquier prueba que no haya sido previamente realizada o documentada
formalmente.
Cualquier prueba de producción que no se haya realizado previamente.
Las pruebas definidas en el punto 2.5.4.1 deben ser repetidas cuando:
Algún software o actualización se le aplica al sistema de interconexión,
distinto al de fábrica.
Si se repara, modifica o se sustituye algún componente o hardware del
sistema de interconexión original inspeccionado.
Las subcláusulas y las pruebas aplicables de producción deben repetirse si:
Los ajustes de protección han sido cambiados después de la prueba del
fabricante.
El funcionamiento de protección ha sido ajustado después del proceso
inicial de inspección.
2.6.4.1 Funcionamiento de la prueba de isla involuntaria.
2.6.4.1.1 Prueba de mínima potencia o potencia invertida
La función de la potencia inversa o de mínima potencia para cumplir con los
requerimientos del punto 2.5.7.1. Deberá ser realizada usando técnicas de inyección o
ajustando la salida del RD y las cargas locales para verificar que la función de potencia
inversa o mínima se cumpla.
85
2.6.4.1.2 Prueba de la función anti-isla
Para sistemas de interconexión anti-isla, la prueba que se va a definir en el punto
2.5.4.2 satisface este requerimiento.
2.6.4.1.3 Otras pruebas del funcionamiento ante isla involuntaria
Si las pruebas del punto 2.5.4.1.1 y 2.5.4.1.2 no son aplicables para el sistema de
interconexión, este se debe probar según el procedimiento definido por el fabricante o el
operador del sistema.
2.6.4.2 Prueba de la función de corte de energía
Se puede revisar la función que desenergiza la red, operando un dispositivo de
interrupción de carga y verificar que el equipo realiza un corte de energía en las
terminales de salida y no se reconecta en el tiempo de espera requerido. La prueba
debe ser aplicada a cada fase de forma individual. Esta prueba verifica
conformidad con los requisitos de corte de energía de los puntos: 2.5.4.4, 2.5.5.1,
2.5.5.2, 2.5.5.3, 2.5.5.4 y 2.5.7.1.
2.6.5 Pruebas periódicas a la interconexión
Todas las funciones de protección y baterías relacionadas con la interconexión,
deben ser probadas periódicamente en intervalos definidos por el fabricante, el operador del
sistema o bien la autoridad que tenga jurisdicción sobre la interconexión de los DR.
86
3 Efectos potenciales de los RD en el sistema eléctrico y
aplicación de la norma IEEE Std 1547-2003
El desarrollo de este punto hará referencia constante a lo normado en [8] y se
desarrollará un preámbulo que explique la existencia de cada cláusula del documento. La
intención de este capítulo, es aclarar los posibles efectos de los RD en un sistema eléctrico
y encaminarse en las medidas correctivas y reglas fundamentales necesarias para disminuir
o eliminar la afectación de los mismos en un SEP de Área, conservando las necesidades de
calidad de energía y robustez del sistema eléctrico.
3.1 Requerimientos generales
3.1.1 Regulación de voltaje
La norma define lo siguiente con respecto a la regulación de voltaje: ''Un RD no
debe regular activamente el voltaje en el PCC. Además se debe tener en cuenta que un RD
no debe causar que el voltaje de servicio de su SEP de Área cause a otro SEP Local estar
fuera del los requerimientos definidos en [9], Rango A''.
Se debe de tener en cuenta que existe una diferencia entre regular activamente el
voltaje y cumplir con una solicitud del SEP para suministrar o absorber potencia reactiva.
Cuando un RD regula activamente el voltaje, las acciones pueden apoyar al SEP de Área o
bien pueden trabajar en oposición con el equipo de regulación de voltaje instalado por el
operador del SEP de Área. Si se solicita a un RD que absorba o entregue potencia reactiva,
esta solicitud se encuentra más allá de los requerimientos de regulación de voltaje definidos
87
en [8]. Comúnmente, el operador del SEP va a solicitar a los recursos distribuidos que
operen a un factor de potencia unitario, esto provoca que la potencia reactiva de salida varíe
en relación con la potencia activa generada por el sistema y este tipo de operación permite
que el RD mantenga un perfil de tensión igual al del SEP de Área pero va a limitar el
impacto que pueda provocar el sistema en la red
Normalmente un SEP de Área es regulado en la subestación receptora secundaria
utilizando reguladores de voltaje; transformadores con ''taps'' en el lado de carga; o bien con
bancos de capacitares en derivación, fijos o conmutados. También en los alimentadores se
utilizan reguladores de línea y bancos de capacitores en paralelo como parte del esquema de
regulación de voltaje. Los bancos de capacitores en serie y los compensadores estáticos de
potencia reactiva contribuyen al esquema de regulación, sin embargo; estos dispositivos se
utilizan más comunmente para suprimir transientes de voltaje.
Aparte de mantener los niveles de tensión dentro del rango establecido, otro aspecto
importante de la regulación de voltaje es mantener un voltaje trifásico balaceado en el SEP
de Área. Según [7] más del ochenta por ciento de los usuarios de un SEP de Área son
servidos a través de líneas monofásicas en el lado secundario de trasformadores conectados
al circuito primario de distribución. La caída de tensión monofásica de estos circuitos,
pueden provocar desbalance en la red trifásica y consecuentemente, los usuarios que
utilicen cargas trifásicas se verán afectados por este desbalance. Un desbalance
considerable (i.e., 2,5% a 3%), puede provocar calentamiento en los motores o
desencadenar un mal funcionamiento hasta deshabilitar la operación del motor.
88
Entre los factores involucrados que determinan la caída de voltaje en un SEP de
Área se encuentran: el perfil de tensión de la red primaria a la cual se encuentra conectado
el SEP de Área; el número, tamaño y tipo de conductor utilizado en los circuitos de
distribución; el largo de las líneas; el factor de potencia de las cargas; y la ubicación de la
carga en el SEP de Área. Para lograr un perfil de tensión adecuado, el tiempo de respuesta
de los dispositivos automáticos que regulen el voltaje debe coordinarse y se debe de tener
en cuenta que los dispositivos de regulación de voltaje no pueden mantener un perfil de
tensión constante a través de una respuesta inmediata. Cuando se utilizan varios
reguladores, aquellos que se encuentren más cerca de la subestación deben actuar en el
menor tiempo de respuesta posible y los que se encuentren más lejos de la subestación
deben aumentar su tiempo de respuesta. En el diseño de los sistemas de potencia; el
número, tipo, tamaño y ajustes de control de los reguladores de voltaje son elegidos de
acuerdo a rangos de flujos de potencia conocidos y de acuerdo a la capacidad de corto
circuito del SEP de Área
3.1.1.1 Efectos potenciales de la generación distribuida
El esquema de regulación de voltaje en un SEP de Área se basa en flujos de
potencia que van desde la subestación hasta las cargas conectadas a los circuitos de
distribución. Cuando se incluye generación distribuida en los esquemas de distribución
eléctrica, en ciertas ocasiones se van a provocar flujos de potencia en ambos sentidos y esto
puede afectar al sistema de las siguientes maneras [7]:
89
Si el RD inyecta potencia al sistema eléctrico, se provocará una disminución
de la corriente de carga del circuito secundario y por lo tanto una menor
caída de tensión en el SEP de Área, provocando que se eleve la tensión en
las barras de carga ante la eliminación de la ''caída de voltaje''
El RD entrega potencia reactiva al sistema o consume potencia reactiva de
él, afectando la caída de voltaje en el SEP de Área. Disminuyendo la caída
de tensión, cuando el RD entregue potencia reactiva (capacitivo), o bien
disminuyéndolo cuando el equipo consuma reactivo.
De acuerdo con [8], los RD no pueden regular el voltaje en el PCC y además los
generadores no pueden causar que el nivel de voltaje se salga del Rango A definido en
ANSI C84.1, estas acciones van a prevenir muchos problemas operativos; sin embargo,
dependiendo del tamaño, seguirán existiendo efectos potenciales asociados a la regulación
de voltaje debido a la inclusión de la generación distribuida. Algunos de ellos se describen
a continuación:
Bajo voltaje:
Algunos reguladores de voltaje utilizan un esquema de compensación de
caída en la línea, en la Figura 3.1, se puede observar un circuito típico de
compensación. Estos esquemas elevan el voltaje de salida del regulador de
voltaje de forma proporcional a la carga, manteniendo un voltaje constante
en la zona de carga. Tal y como se explica en [10], la resistencia y el
elemento reactivo del circuito de detección del regulador van a simular la
90
resistencia y la reactancia de la línea desde el regulador hasta la carga y el
regulador subirá su voltaje de salida de forma proporcional a la caída en la
línea.
Figura 3.1: Circuito típico de compensación de caída en la línea [10]
Un RD ubicado río abajo del regulador de voltaje, puede provocar que el
regulador de voltaje baje su voltaje de salida si la capacidad del RD
representa un porcentaje importante de la corriente de carga. Esta situación
puede causar un perfil de tensión bajo en el punto de conexión de las cargas,
si el RD deja de inyectar suficiente potencia reactiva al SEP.
En estos casos el operador del sistema debe revisar los ajustes del regulador
de voltaje, relocalizarlo o agregar otros dispositivos de regulación de voltaje.
Se pueden dar bajos niveles de tensión por causa de RD con factor de
potencia en atraso y entrar en una zona límite cuando el voltaje de servicio
se encuentre cerca del límite inferior definido en ANSI C84.1-2006. La
potencia reactiva absorbida por la unidad de RD puede arrastrar al voltaje
91
por debajo del límite inferior definido en ANSI C84.1 pero por arriba del
voltaje que saque a la unidad de operación por encontrase fuera del rango
aceptado por la máquina. Ante esta condición, la unidad generadora debe
subir la potencia activa para elevar la tensión, o bien el SEP de Área debe
subir el voltaje de servicio, sino el voltaje va a decrecer hasta que se alcance
el voltaje límite inferior de operación de la máquina y la misma se
desconecte. Este problema es común en los RD que funcionen con generador
de inducción. Si se conectan maquinas que consumen reactivo en puntos
donde el voltaje se encuentra cerca del límite inferior del rango de voltaje, se
recomienda conectar capacitores para levantar el perfil de tensión en ese
punto del SEP de Área.
Alto voltaje
Se pueden dar altos niveles de tensión por causa de los RD con factor de
potencia en adelanto, cuando el voltaje de servicio se encuentre cerca del
límite superior definido en ANSI C84.1-2006, la potencia reactiva entregada
por la unidad del RD puede arrastrar al voltaje por arriba del límite superior
definido en ANSI C84.1, pero por debajo del voltaje que saque a la unidad
de operación por encontrase fuera del rango aceptado por la máquina. Ante
esta condición, la unidad generadora debe bajar la potencia activa para
disminuir la tensión, o bien el SEP de Área debe bajar el voltaje de servicio,
sino el voltaje va a crecer hasta que se alcance el voltaje límite superior de
92
operación de la máquina y la misma se desconecte. Si un RD se va a
conectar en un punto del circuito primario donde el nivel de voltaje tenga
que estar cerca del límite superior, el operador del SEP puede ajustar los
dispositivos de regulación de voltaje o bien agregarlos en caso de ser
necesario. En algunos casos, el operar del sistema puede pedir control de
voltaje, flujo de potencia reactiva o un factor de potencia en el PCC al cual
se conecta el DR.
Desbalance de tensión
Los RD monofásicos generan potencia en una sola fase, esto puede
provocar, dependiendo del tamaño de la unidad generadora, un desbalance
entre las fases de las tensiones trifásicas del circuito primario de
distribución. Este desbalance se puede provocar aún cuando la tensión de
cada fase se encuentre dentro de los límites de ANSI C84.1-2006. Para
prevenir desbalance de tensión entre las fases, puede ser util transferir cargas
monofásicas de la fase más cargada a alguna de las otras dos fases y
conectar el RD a la fase con más carga.
Operación excesiva
La salida de los DR, especialmente aquellos que no tengan una salida
constante como los aerogeneradores o sistemas solares, puede interrumpir
la sincronización de los dispositivos de regulación de tensión, contribuir a un
cambio de posición excesivo en los taps de los transformadores, inclusive
93
cambiar el punto de operación de los bancos de capacitores. En casos, puede
ser deseable que se ajuste el tiempo de respuesta en los dispositivos de
regulación de tensión, para proveer mejor coordinación con los dispositivos
de DR. Inclusive en casos extremos se puede considerar la utilización de
compensadores estáticos de potencia reactiva u otros dispositivos similares.
Regulación inapropiada durante flujos de potencia invertidos:
Algunos reguladores de tensión no revierten el algoritmo de control ante
flujos de potencia desde la carga hasta la subestación, esto puede provocar
mover el tap hasta el límite en alguna dirección, causando voltajes muy altos
o muy bajos en el lado del consumidor.
3.1.1.2 Formas de mitigar y reglas básicas
En la mayoría de los casos, el impacto de los RD de nivel residencial con
capacidades menores a los 10kW va a ser despreciable a nivel del voltaje primario del SEP
de Área. Esto no ocurre en el caso del efecto de varías unidades pequeñas o una planta
generadora de mayor escala. En estos casos el esquema de regulación de voltaje debe ser
revisado para que el voltaje en el SEP de Área se mantenga dentro de los límites de
operación y no se vea afectado por la adición de los RD.
A nivel del voltaje secundario, aun cuando el sistema sea de una capacidad pequeña
(< 10kW), se puede afectar de forma negativa el perfil de tensión de los usuarios cercanos
al sistema de generación. Cuando se añade un RD a un transformador que sirve a varios
94
usuarios del sistema, la regulación de voltaje debe ser revisada para garantizar que la
tensión en el SEP de Área se va a encontrar dentro de los límites establecidos.
La regulación de voltaje, también debe ser revisada cuando existen muchos sistemas
pequeños a nivel residencial, un RD de mayor escala o múltiples RD ubicados de la
siguiente forma:
En el lado de carga de reguladores de voltaje o transformadores con cambio
de taps , que utilicen compensación por caída de tensión en la línea.
Cuando el perfil de tensión se acerque al límite superior o al límite inferior
definido en ANSI C84.1 Rango A.
Cuando se ubique en el SEP de Área y la potencia de salida del RD sea
inconstante como en los sistemas solares o aerogeneradores
Cuando se ubique en el SEP de Área y la unidad generadora provoque flujos
de potencia en dirección a la subestación a través de reguladores de voltaje y
trasformadores con cambiador de derivación.
Cuando se ubique en el SEP de Área y existan una cantidad significativa de
RD monofásicos.
En una sección de línea del SEP de Área, en donde la capacidad de
generación del RD exceda en un 10% la carga pico que pasa por la línea.
95
3.1.2 Integración con el sistema de puesta a tierra del SEP.
El sistema de puesta a tierra de los alimentadores de distribución se derivan
usualmente del punto a tierra de los trasformadores ubicados en la subestación con una
configuración en estrella en el lado secundario del transformador. El punto común entre las
fases es un punto sólidamente aterrizado a través de un dispositivo que no interrumpa la
corriente y al mismo tiempo la límite, tal y como lo hacen algunos reactores.
En los circuitos de cuatro hilos el conductor del neutro está conectado al punto de
aterrizaje y el conductor neutro del de los circuitos de distribución puede ser:
Aterrizado de forma múltiple: Conectado a tierra en intervalos periódicos
Aterrizado de forma única: Completamente aislado y no hay conexiones a
tierra exceptuando en la fuente de energía
Sin aterrizar: Completamente aislado y sin puntos de aterrizaje.
3.1.2.1
Impacto de los recursos distribuidos
Los efectos de los RD en las redes de distribución dependen del tipo de circuito al
cual se conecte la unidad generadora y de la configuración del embobinado del
transformador que sirve al SEP Local al cual se va a conectar el RD.
Las configuraciones más frecuentes de embobinado en los circuitos de distribución
son: Delta-estrella aterrizada y estrella-estrella aterrizadas. También se utilizan otras
configuraciones que son exclusivas para propósitos especiales.
96
Si el embobinado de los transformadores del RD y el la conexión a tierra no forman una
fuente de energía compatible para el circuito de distribución, se pueden crear algunas de
los siguientes problemas:
Sobretensiones de fase a tierra:
Si el SEP aísla una parte del sistema donde se encuentre conectado un RD,
se puede provocarse una isla sin intención hasta que se el sistema de
generación cense valores indeseados y se desconecte. Ante estas
condiciones, durante el tiempo que dure la isla, el alimentador del circuito
de distribución se encontrará aislado del sistema de aterrizaje del
transformador de la subestación y se creará una sobretensión fase-tierra que
va a depender de la configuración del embobinado y el aterrizado del
transformador que en ese momento se encuentra energizado en ese tramo del
circuito de distribución.
Desensibilización de los dispositivos de detección de falla a tierra:
Un RD y el punto de aterrizaje del transformador actúan como una fuente
efectiva de corriente a tierra. Durante una falla, se puede afectar los
dispositivos de detección de fallas a tierra del SEP de Área ya que el RD y
su transformador van a aportar corrientes de falla a tierra.
Estos problemas pueden afectar a los circuitos de distribución, dependiendo de su
configuración, de la siguientes maneras:
Sistemas de cuatro líneas con aterrizaje múltiple:
97
Una isla sin intención se puede formar en el momento en que un SEP de
Área detecta y aísla una falla de fase a tierra y aun no ha sido detectada por
el DR. Si el RD es de un tamaño suficientemente grande como para soportar
las cargas durante la isla, aunque sea por un corto periodo de tiempo, el
voltaje fase-tierra en las fases que no fallaron puede llegar a aumentar en un
173% o más. Esta condición puede continuar hasta que el RD detecte
condiciones anormales y desenergice la red.
Este problema se puede evitar si se forma un punto de aterrizaje común
efectivo entre el transformador del RD y el circuito de distribución, sin
embargo; esto puede causar desensibilización de los dispositivos de
detección de falla del circuito de distribución, si el aporte de corriente a
tierra del RD y su transformador es significante.
Sistemas de cuatro y tres líneas aterrizados de forma única
En las configuraciones donde se aterriza de forma única, si el transformador
no se encuentra aterrizado de forma efectiva, puede ocurrir sobretensiones
de fase a tierra con características similares a las explicadas anteriormente.
Si se debe tener en cuenta, que estas configuraciones toleran mejor los
sobretensiones de fase a tierra que las configuraciones de 4 líneas aterrizadas
de forma múltiple.
Sistemas de tres líneas sin conexión a tierra
98
Para mantener compatibilidad con un sistema sin conexión a tierra, los
recursos distribuidos y el transformador asociado deben ser compatibles con el circuito
secundario del SEP de Área, como las configuraciones delta-estrella aterrizada o deltadelta. Esto puede prevenir desensibilización de los dispositivos de detección de fallas a
tierra de la red.
3.1.2.2
Formas de mitigar y reglas básicas
La generación distribuida debe ser acompañada de transformadores que sean
compatibles con las configuraciones de puesta a tierra del SEP, de no ser así, se pueden
provocar "Swells" o elevaciones en el perfil de tensión o sobretensiones que pueden
provocar que los equipos del los usuarios de la red de distribución, se dañen. También
pueden aparecer corrientes de cortocircuito que provoquen un mal funcionamiento en los
dispositivos de detección de falla de la red.
Para minimizar los problemas asociados a las sobretensiones, los sistemas deben
estar equipados con relés de protección que detecten fallas de fase a tierra en el lado
primario del transformador y saquen de operación al RD de forma instantánea.
Se debe tener un especial cuidado en un SEP Local en el momento que se da una
apertura en el lado secundario del transformador, esto puede hacer desaparecer el punto de
referencia a tierra del transfomrador. Si el RD puede mantener la carga, se necesita
establecer un punto de referencia a tierra alterno, y esto puede afectar el monitorea de la
corriente a tierra.
99
3.1.3 Sincronización
Si los ángulos de fases entre la red de distribución y del RD no están sincronizados,
se puede sobrecalentar el generador disminuyendo su vida útil o dañarlo por completo.
Además, si el generador opera a una tensión menor a la de la red, un flujo de reactivo fluirá
desde la red y hacia el generador ocasionando una caída de tensión en la red. Si por el
contrario el generador opera a una tensión mayor a la de la red a la hora de sincronizarse,
fluirá reactivo hacia la red que puede ocasionar incrementos de tensión en la red
comúnmente llamado swells.
3.1.3.1 Energización inadvertida de un SEP de Área
Por razones de seguridad operacional, se debe prevenir una energización inadvertida
en un SEP de Área, durante el mantenimiento de líneas o cuando se va a realizar un
restablecimiento de energía en la red.
3.1.3.1.1 Impacto de los RD
En adición a lo definido en [8], donde se indica que el recurso de generación
distribuido no debe energizar la red cuando esta se encuentre desenergizada, cuando existan
frecuencias y tensiones fuera de los límites aceptables, la transferencia de potencia entre el
RD y la red en el PCC, debe dejar de funcionar. En caso de una falla en el sistema, esto va a
permitir a la red operar el mecanismo de recierre en caso de que se puede recuperar el
sistema, sin que el RD interfiera más allá del primer cierre para despejar la falla.
100
3.1.3.1.2 Formas de mitigar y reglas básicas
Después de una falla en el sistema, el RD no se va a reconectar al sistema hasta que
la tensión se encuentre dentro de los rango B definido en [9] y la frecuencia se encuentre
entre 59.3 Hz y 60.5 Hz, en un tiempo de estabilización mayor a 5 min.
En Costa Rica, en plantas que se encuentren fuera del plan piloto de generación para
el autoconsumo, la unidad generadora de energía debe estar equipada de manera que se
desconecte automáticamente del SEN, en el momento en que se produzca el primer disparo
de una secuencia automática de operaciones del interruptor de la red a la cual esté
conectada.
Además deberá contar con un interruptor, dimensionado de acuerdo con los
parámetros requeridos para conectarse con el SEN y adecuarlos en caso de que se presenten
variaciones en los parámetros en el punto de conexión, en cuyo caso el ICE le suministrará
oportunamente al operador del RD los datos sobre capacidad de corto circuito y tiempo de
interrupción en el punto de conexión.
3.1.4 Provisiones de monitoreo
Si el RD es de un tamaño significativo en relación con la carga que sirve la red en
las aéreas vecinas donde se conecta el generador, la operación del RD puede afectar las
actividades de la red para servir a los usuarios. En algunos casos, el estado del generador
puede ser crítico para las operaciones del SEP.
Las provisiones de monitoreo definidas en [8] son locales, ubicadas en el punto de
conexión del RD y estas se deben utilizar en sistemas con una capacidad mayor a los 250
101
kVA. Los datos del monitoreo del sistema deben estar disponibles en tiempo real de forma
local y remota de forma que se pueda verificar la potencia real, potencia reactiva y el
voltaje en punto de conexión. El sistema de monitoreo en tiempo real (''SCADA''),
usualmente es solicitado por el operador del sistema cuando la capacidad del sistema es
superior a un tamaño especifico, en el ICE, cuando este es superior a los 5 MVA.
3.1.5 Dispositivos de aislamiento
En [8] se define que cuando las prácticas de la empresa de servicios lo indique, se
debe instalar un interruptor de aislamiento, visible y que se pueda bloquear su acceso entre
el SEP de Área y el DR.
El dispositivo de aislamiento no requiere ser un dispositivo de paralelismo o de
interrupción, pero debe ser compatible con los requerimientos definidos en el punto 2.5.4.7
de este documento. Este debe ser capaz de proveer un aislamiento suficiente como para no
provocar una condición insegura, como por ejemplo arcos entre el RD y la red, si la red o el
RD entregan energía después de la activación del dispositivo.
Una red puede ser reenergizada por un recurso distribuido si este no cumple algunos
requerimientos dispuestos en [8], por ejemplo que se incumpla con lo citado en el punto
2.5.4.5 y 2.5.5.6 de forma simultánea. De esta forma el dispositivo de aislamiento se
entienden dentro de la norma, como un procedimiento de seguridad redundante que se
relaciona con los procedimientos de seguridad de operación de las líneas y sistemas de la
red.
102
3.1.6 Integridad de la interconexión
3.1.6.1 Protección contra interferencia electromagnética
El punto refiere al sometimiento de pruebas a los equipos y dispositivos de control a
base de estado sólido y relés digitales de la interconexión de acuerdo al estándar IEEE Std
C37.90.2-2004. Consiste en determinar que estos equipos no van a ser afectados por
interferencia electromagnética proveniente de equipos de comunicación como transceptores
de radio que se vayan a utilizar en puntos cercanos al sistema de generación.
La prueba debe ser realizada para que cumpla el propósito definido en [8] a los
siguientes equipos que son parte del sistema de interconexión:
- Relés
- Controladores programables
- Computadoras
y no se aplicaría a los siguientes equipos:
- Disyuntores
- Interruptores de desconexión
- Transformadores de corriente
- Transformadores de potencia
Cuando se utilizan transmisores de radio portátiles de forma cercana a los equipos
de la interconexión, estos pueden afectar la susceptibilidad de los relés. Se recomienda
entonces conocer la intensidad de las ondas de campo que producen los transceptores
103
portables o moviles de uso comercial, ya que estos pueden ser fuentes de interferencia
electromagnética.
3.1.6.2 Resistencia ante elevaciones
Este requerimiento se enfoca en la continua operación del sistema de interconexión
durante y después de la exposición de elevaciones de tensión en los circuitos de baja
tensión. IEEE Std37.90.1-2002 enfatiza el desempeño de las funciones de protección del
sistema de interconexión del RD en presencia de elevaciones.
Las elevaciones de tensión son provocadas por dos fuentes: efectos de iluminación
en la red y transigentes originadas por dispositivos de conmutación en la red. Estas fuentes
provocan ondas armónicas reflejadas, y el sistema debe ser modificado para eliminarlas.
Para disminuir el efecto se puede cambiar la frecuencia de operación del inversor o aplicar
filtros, capacitores o inductores para cambiar la sintonización del sistema.
3.1.7 Dispositivo de paralelismo
Si un SEP Local y su GD se encuentran conectados y operando de forma aislada al
SEP de Área, siendo el dispositivo de paralelismo el que permite el aislamiento, el voltaje
en SEP de Área puede estar desfasados 180° del voltaje del SEP Local. Ambas tensiones
pueden estar dentro del rango establecido del 110% de la tensión nominal y operando a 60
Hz, esto puede provocar que, en estado estable, el voltaje a través de los contactos abiertos
del dispositivo de paralelismo sea 220% de la tensión nominal.
104
3.1.7.1 Impacto de los Recursos Distribuidos
En la práctica este requerimiento parece aplicar solo para los generadores síncronos
o instalaciones en la cual se pueda soportar la carga de un SEP Local de forma aislada. En
el caso de generadores síncronos, este requisito se aplica cada vez que el generador se
sincroniza con el sistema. En este último caso, el requisito es significativo durante la
operación en estado estacionario de los SEP locales mientras se están desconectando de la
red.
Cuando un RD utiliza otras tecnologías de generación, como generadores de
inducción o inversores, se intenta que estos operen conectados a la red, ya que usualmente,
estos producen un voltaje solamente cuando el SEP está presente.
Las nuevas tecnologías de generadores asíncronos que operan con velocidad
variable utilizan un equipo de conversión AC-DC-AC en donde el generador opera a
frecuencia variable. Este tipo de instalaciones puede sentirse como un generador de
inducción o una máquina sincrónica justo antes del sincronismo y la elección de la
capacidad de los dispositivos de paralelismo debe ir de acuerdo con la operación del equipo
conectado.
3.1.7.2 Formas de mitigar y reglas básicas
Las especificaciones del equipo que se va a utilizar como dispositivo de paralelismo
debe ser revisadas cuidadosamente para asegurar el cumplimiento de este requerimiento. En
caso de que un equipo no se apegue al requerimiento, se puede causar una falla violenta en
el dispositivo de paralelismo y daños colaterales a los equipos ubicados en la cercanías del
105
dispositivo de paralelismo, siendo esto una fuente de peligro para el personal de
mantenimiento.
3.2 Respuesta ante condiciones anormales del SEP
3.2.1 Fallas en el SEP de Área
Este requerimiento se basa en premisa de que el SEP de Área ha detectado la falla,
que los circuitos se encuentran desenergizados por la red y que consecuentemente otras
fuentes de potencia deben desenergizarla también.
Se debe de tener en cuenta que un SEP típico no puede reconocer algunos tipos de
falla, como es el caso de las fallas a tierra en presencia de alta impedancia, este
requerimiento, intenta prevenir que el RD
tenga que responder ante fallas que no son
detectadas por el SEP de Área y permitir que el RD continúe en operación cuando la falla
ocurre en otros circuitos en los cuales no se encuentra conectado.
Los tiempos de apertura ante fallas de cortocircuito puede variar dependiendo de la
magnitud del corto y del equipo de protección instalado. En general, en la mayoría de los
circuitos, las corrientes de falla de gran magnitud, van a ser despejadas en menos de 0,1 s.
Cuando ocurren corrientes de falla de baja magnitud, usualmente los tiempos de despeje
pueden estar entre los 5 s y 10 s, incluso más tiempo. Algunas fallas a tierra de poca
magnitud pero con un potencial peligroso, pueden no ser despejadas a no ser que se
desconecte el circuito de forma manual.
Los esquemas de recierre son utilizados para despejar fallas que no se mantienen en
el tiempo, que en los circuitos de distribución son las más frecuentes. Los dispositivos de
106
recierre se encuentra comúnmente en los disyuntores de las subestaciones o bien pueden
estar ubicados en las líneas y los esquemas generalmente se ajustan con tiempos de
respuesta no muy pequeños con la intención de que la falla se libere antes de volver a
energizar la red. Un tiempo límite de recierre usualmente se encuentra entre los 12 y 30
ciclos, con uno o tres intentos de recierre posterior a la presencia de la falla.
Las fallas se pueden categorizar en fallas de fase a tierra, de fase a fase, de doble
fase a tierra, trifásica y de circuito abierto. Teniendo esto en cuenta, la detección de una
falla y el correcto aislamiento del RD con la red va a depender del tipo de falla y de la
tecnología del recurso distribuido, también del sistema de puesta a tierra del circuito de
distribución.
3.2.1.1 Impacto de los recursos distribuidos
La corriente de falla y los procedimientos para despejarlas que se relacionan con la
incorporación de la GD, dependen del tipo de RD y su tamaño. Si el RD contribuye con
corriente de falla al SEP de Área, la coordinación de los dispositivos de protección va a
verse afectada de forma adversa, y la corriente falla generada puede sobrecargar las
capacidades de corriente máxima del equipo de interrupción ante falla del SEP. Este es el
impacto más importante de los RD en el SEP, no involucra necesariamente la
interconexión, pero se debe considerar cuidadosamente cuando se ajusten los dispositivos
de protección del RD.
El sistema del RD se debe diseñar con un equipo de protección y control,
incluyendo un dispositivo de interrupción, que desconecte el generador, si es que este
107
experimenta una falla en el SEP al que se conecta o en el mismo sistema del RD. El RD
debe tener como mínimo un dispositivo de interrupción que:
Tenga suficiente capacidad para interrumpir la máxima corriente de falla
disponible en el sitio de conexión.
Se ha dimensionado cumpliendo con todas las normas IEEE y ANSI
Es instalado cumpliendo códigos técnicos locales.
Una falla en el equipo de protección y control del sistema de generación, incluyendo
la pérdida de control de potencia, debe abrir automáticamente el dispositivo, desconectando
el RD del SEP, esto debe considerarse en el diseño de los sistemas de protección del los RD
para limitar la posibilidad de un malfuncionamiento o un daño irremediable de la unidad
generadora.
Los detalles de protección y control del equipo, dependen en gran mediad del tipo
de tecnología de generación que se utilice, así como el método de integración del sistema
de puesta a tierra.
3.2.1.1.1 Interconexión sincrónica
Las interconexiones que contengan un RD síncrono pueden provocar corrientes de
falla por periodos extendidos, cuando la falla involucra múltiples fases. Inicialmente, la
corriente de falla puede ser hasta 6 veces la corriente de generación máxima y puede decaer
en varios segundos a menos de la corriente máxima de generación. Se conoce también, que
la tensión en las terminales del generador caerá súbitamente durante el tiempo que dure la
falla.
108
3.2.1.1.2 Generadores de inducción
Usualmente los generadores de inducción no van a soportar una falla, sino que
dejarán de producir corriente por la pérdida de potencia reactiva, que es necesaria para
soportar el campo magnético rotacional dentro del generador. En este caso, la ''protección
contra condición de isla'' va a ser suficiente para funcionar también como la función de
detección de fallas.
3.2.1.1.2.1 Inversores
En caso de que el inversor sea diseñado para que otras fuentes de generación sean
las que den la señal de referencia para producir electricidad en CA, este no va a soportar
una falla en el SEP de Área o Local y se apagará utilizando funciones de autoprotección o
el sistema de protección ante condición de isla. Si el inversor es diseñado de forma que
genere su propia señal de referencia, este puede usualmente suplir de corriente de falla por
un tiempo extendido. A diferencia del caso de los generadores síncronos, la corriente de
falla aportada por los inversores ''auto-conmutados'' es bastante constante y es determinada
de acuerdo al diseño del inversor, normalmente es de 1,2 a 1,5 veces la corriente de carga
del inversor. En estos casos, un relé contra presencia de baja tensión puede detectar
efectivamente la falla.
3.2.1.1.3 Generadores asíncronos doblemente alimentados
La respuesta de los generadores asíncronos doblemente alimentados, DFAGs por
sus siglas en inglés, depende de la severidad de la falla y del diseño del generador. En
algunos diseños, ante la presencia de una falla severa en la red, el rotor puede quedar en
cortocircuito en el lado del rotor a través del circuito de apalancamiento ''crowbar circuit'' ,
109
que es un sistema de resistencias trifásico controlado por electrónica de potencia, que se
activa ante sobretensiones o sobre corrientes en las bobinas del rotor [11]. Con el rotor en
corto, el generador funcionará como un generador de inducción
Figura 3.2: Diagrama esquemático de un aerogenerador asíncrono doblemente
alimentado
La duración del circuito de apalancamiento dependerá de la falla y del diseño del
DFAG. El rotor puede mantenerse en cortocircuito durante la duración de la falla, incluso
puede mantenerse por más tiempo o el circuito de apalancamiento puede ser removido y
devolver el control de la corriente del rotor al convertidor mientras la falla está presente. Si
el rotor no se encuentra en corto, la corriente de falla inicial puede llegar a tener una
magnitud de varias veces la corriente de carga nominal, sin embargo; la corriente debe ser
rápidamente controlada a valores por debajo de la corriente de carga.
110
3.2.1.2 Formas de mitigar y reglas básicas
Un RD o los SEP locales tienen múltiples formas para detectar una falla.
Generalmente el esquema de detección se basa sobre la premisa de que una falla va a
reducir o crear un desbalance en la impedancia del circuito. Este punto de la norma dirige
los escenarios ante falla y las respuesta de la interconexión de la siguiente manera:
Se da la detección inicial de una falla en el SEP de Área y esta es detectada
de forma local por el RD, y consecuentemente se aísla del sistema
Una detección remota de la falla en el SEP de Área envía una señal de
disparo al RD.
El RD distribuido detecta una pérdida de la fuente principal de generación,
debido a la condición post falla del SEP de Área y consecuentemente aísla el
RD de la red. `
Por otro lado, la selección de los dispositivos de protección dependen del tipo de
RD que se utilice, sin embargo sin importar el tipo de RD, las siguientes características
sobre el esquema de protección de fallas debe mantenerse.
Confianza en el sistema de protección: Una probabilidad alta de despejar
las fallas que ocurran el sistema.
Seguridad: Refiere a una baja probabilidad de interrumpir los circuitos de
forma innecesaria
Selectividad: Se debe mantener la habilidad para discriminar y no aislar un
área, más allá del PCC.
111
Rapidez: Los sistemas deben mantener la habilidad de operar lo más rápido
posible, siendo consistentes con los requerimientos de coordinación
establecidos.
3.2.1.2.1 Interconexiones sincrónicas
Existen tres métodos comunes para detectar la magnitud del tiempo de una falla
múltiple en los generadores sincrónicos: Relés de sobrecorriente con control de voltaje,
Relés de sobrecorriente de voltaje restringido, y relés de distancia.
El comportamiento de los generadores síncronos durante condiciones de falla es
tradicionalmente cuantificado de acuerdo a tres valores de reactancia. La reactancia
subtransitoria X'', la cual aborda el comportamiento de generador en el dominio del tiempo
al inicio; La reactancia transitoria X ', que aborda el comportamiento de generador en el
tiempo medio de la falla; y la reactancia sincrónica X s, que describe el comportamiento de
generador en el dominio de tiempo extendido de la falla. La duración de la falla está dada
por dos constantes Td''( constante de tiempo subtransitoria) y Td' (constante de tiempo
transitoria). La reactancia del generador en función del tiempo se puede calcular con una
ecuación exponencial que utiliza las reactancias del generador y las dos constantes de
tiempo.
I (t ) ( I '' I ' )e( t /T ) ( I ' I )e( t /T ) 1
''
'
(1)
Para el generador que alimenta de forma radial una falla trifásica con X sistema como
la impedancia entre el generador y la falla, aplica las siguientes condiciones:
112
I '' 1/ ( X '' X sistema )
(2)
y
I 1/ ( X s X sistema )
(3)
Los relés de detección de de fallas de fase múltiple, generalmente se localizan en el
generador o también puede ubicarse en el disyuntor del generador, si es que la unidad
cuenta con este. Para que se detecte la falla, usualmente este relé debe detectar la falla el
lado opuesto de varios transformadores y es posible que también deba darse cuenta de
varías impedancias de falla del sistema.
Los relés de voltaje controlado serán ajustados para tener una sensibilidad, que
detecte adecuadamente la corriente mínima que permanezca en tiempo extendido durante
condiciones de falla. En este tipo de relé, un elemento de control de tensión controla
función de sobrecorriente, de forma que la función es habilitada solo cuando el voltaje se
cae abruptamente.
En los relés de sobrecorriente de tensión restringida, también se puede ajustar la
sensibilidad que detecte adecuadamente la corriente mínima en condiciones de falla. A un
25% de la tensión nominal, el relé es 4 veces más sensible que en condiciones nominales de
tensión. Esto permite que el relé responda rápido en fallas de baja magnitud cuando la
tensión se encuentra en un perfil bajo.
Los relés de distancia utilizan principios de funcionamiento que calculan la
impedancia aparente entre el lugar donde está ubicado el relé y el lugar de la falla. Como
esta impedancia permanece constante durante todo el tiempo que permanezca la falla, los
113
relés de distancia van a permitir consistencia a la hora de predecir el comportamiento de la
falla. A pesar de las ventajas de los relés de distancia, en estos, la coordinación con otros
dispositivos de protección tanto en el SEP de Área como Local, es complicada debido a la
variabilidad en su respuesta, por esta razón estos relés se prefieren no utilizar en algunas
circunstancias.
En el ANEXO C se adjunta una tabla donde se describe el voltaje y la corriente
presente en los tres tipos de relés durante una falla.
3.2.1.2.2 Generadores de inducción
Cuando se interconectan generadores de inducción con la red, se debe tener presente
que estos generadores son diseñados de forma que la potencia reactiva que necesitan para
su excitación es obtenida del SEP, de forma que los generadores de inducción no tendrán
capacidad de mantener corrientes de falla de persistentes en las fases. Siempre serán
suplidas, corrientes de falla de corta duración y estas deben ser calculadas de acuerdo a la
reactancia del generador. También se pueden suplir corrientes de falla de fase a tierra,
dependiendo del método de integración del sistema de puesta a tierra del SEP.
La habilidad de los relés de protección, para detectar fallas en el SEP dependerá de
la persistencia de la contribución de la corriente de falla y de los requerimientos de
operación del relé. La persistencia de una corriente de falla va a depender del tipo de falla,
la severidad de la misma y de los requerimientos de potencia reactiva del generador de
inducción.
114
3.2.1.2.3 Interconexiones con inversor
Una característica de la mayoría de los inversores es la incapacidad de suplir
corrientes excesivas ante condiciones de falla en el SEP.
Cuando ocurre una falla en el SEP se van a dar condiciones anormales en el voltaje
y esto va a provocar que el inversor detecte sobretensiones o condiciones anormales en la
frecuencia, y aísle el RD de la falla. Los tiempos más rápidos de desconexión del RD
deberían esperarse ante desviaciones de tensión repentinas para reducir la posibilidad de
daño en el equipo.
3.2.1.2.4 Generadores síncronos doblemente alimentados
La habilidad para detectar fallas de los relés de estos sistemas va a depender de la
persistencia de la contribución de corriente de falla, que en gran medida dependerá del
diseño del generador y de las características de la falla.
3.2.1.2.5 Detección de fallas en el SEP de Área.
Cuando un RD aporta con corriente de falla al sistema, y la corriente aportada es
significativa en relación con la falla del sistema, la contribución del SEP a la falla va a
reducirse significativamente. Esto puede afectar en el tiempo que toma el EPS de Área en
detectar la falla, o inclusive en casos extremos, puede prevenir la operación de los
dispositivos de detección.
Ante la condición explicada anteriormente, se debe tomar en cuenta que algunos
dispositivos de detección de falla pueden ser ajustados de forma que se contemple el aporte
de los RD a las fallas en la red, en caso contrario se debe soportar los dispositivos de
detección de falla con otros que sean ajustables.
115
La detección directa de fallas de fase a fase y de fase a tierra no es factible en los
RD que contribuyan poco con corrientes de falla a la red. En estos casos, los SEP locales no
tienen acceso a los alimentadores de media tensión para poder realizar mediciones de
tensión de fase a tierra. En general los sistemas de generación que contribuyan con poca
corriente de falla a la red, van a confiar en los dispositivos de protección del EPS de Área.
Cuando suceden otros tipos de falla, como fallas de circuito abierto, por condición de isla y
fallas que desencadenen condiciones anormales de voltaje y frecuencia, serán detectadas
por el sistema de interconexión y el RD.
3.2.1.2.6 Proceso corte de energía del RD después de la detección de falla
Una vez que el RD detecta una falla en el sistema, el RD debe desenergizar la red.
Este proceso es sencillo si el dispositivo de detección de falla se encuentra ubicado en la
interconexión del RD con la red, por ejemplo, se pueden utilizar un dispositivo de
detección en el cual su la salida dispare un disyuntor de seguridad.
Si el sistema de interconexión del RD se basa en la detección de fallas del SEP para
el aislamiento, usualmente se utilizan dispositivos de comunicación que envían una señal al
RD para que se desconecte ante condiciones de falla. Un método utilizado es el esquema de
disparo por transferencia directa (DTT por sus siglas en ingles), este método es fiable y
rápido. Los DTT hoy en día utilizan esquemas de control de radio y si funcionan en
coordinación con el SEP, estos dispositivos pueden aislar un RD antes de que este sienta
condiciones anormales y puede evitar condiciones que se afecten el sistema aunque sea por
cortos periodos de tiempo, por ejemplo ante condiciones de isla. Se debe tener en cuenta
116
que la implementación de los DTT se vuelve muy compleja cuando los alimentadores están
sujetos a reconfiguraciones [12].
Cuando se trabaja con instalaciones de RD de pequeña escala que contribuyen con
bajas corrientes de falla, la instalación y la operación de dispositivos remotos de
comunicación, usualmente se consideran muy caros e innecesarios. Para ello, se utilizan
métodos de detección indirectos cuando el RD no puede detectar la falla de forma directa,
el principio de estos métodos se describe a continuación:
a) Ocurre la falla.
b) El dispositivo de detección de falla del SEP de Área detecta la falla.
c) El dispositivo de detección activa un dispositivo de aislamiento en el SEP de
Área.
d) El dispositivo de aislamiento abre el circuito y deja al EPS de Área en
condición isla o bien en circuito abierto.
e) La interconexión del RD detecta la isla, el circuito abierto o la condición
anormal por baja tensión
f) El RD desenergiza la red.
3.2.1.3 Coordinación de recierres con el SEP de Área
La mayoría de las fallas, del 70% al 90% [7], en los circuitos primarios de
distribución son de naturaleza transitoria. Cuando se desenergiza el SEP de Área por un
periodo de tiempo, el arco formado en la falla se puede extinguir, permitiéndose el
restablecimiento del sistema si es que la falla no se mantiene.
117
Se debe tener en cuenta un aspecto importante relacionado con la operación de los
esquemas de recierre de los circuitos de distribución, que se deriva de la concepción
antigua del esquema radial con una sola fuente de energía. En los intentos de reconexión
del circuito con la fuente de energía no se verifica que hayan tensiones presentes
provenientes de otra fuente de energía que no sea la subestación y por otra parte, tampoco
se realiza un chequeo en la sincronización de diversas fuentes de potencia existentes en el
SEP de Área. La instalación de un RD en la red viene a cambiar estos principios de diseño.
Los
recierres automáticos miden de forma inmediata la sección que fue
previamente afectada por la falla y restablecen el sistema en el momento que desaparece la
falla. Estos dispositivos son utilizados comúnmente en la operación de los SEP de Área
para restablecer el sistema lo más rápido posible después de que se da la falla. Usualmente
el primer recierre ocurre de 15 a 20 ciclos después de que ocurre la falla. Entre más rápido
ocurra el recierre en el sistema, más alto puede ser el impacto de un RD. Estos deben
desenergizar el SEP antes del primer recierre que pueda asegurar al SEP, que en esa sección
del circuito, la falla fue despejada. Esta operación también puede prevenir cualquier
desincronización en el momento del recierre que pueda causar daños en los
transformadores, motores y RD.
3.2.1.3.1 Impacto de los recursos distribuidos
Como ya se comentó anteriormente, la presencia de los RD en los alimentadores
invalida el supuesto convencional de asumir la subestación del SEP de Área como la única
fuente de energía del alimentador. Un RD puede tener el potencial de mantener energizado
un circuito después de que se dio la apertura de un dispositivo de recierre.
118
Esto puede desencadenar el corte en el servicio de cientos o miles de usuarios de la
red, en vez de ser solo un corte temporal del servicio durante menos de un segundo. Por
otra parte, si una falla fue interrumpida, la isla formada en el alimentador puede estar fuera
de sincronismo con respecto a la red, y en el caso de que el disyuntor realice un recierre
estando el SEP y la isla en desfase, se pueden crear transientes con el potencial de crear
daños severos en las cargas.
Algunos efectos de un recierre fuera de fase se describen a continuación:
Si el RD que energiza la isla es un generador rotacional, este puede ser
sometido a torques electromecánicos que tienen el potencial de dañar los
equipos de la unidad generadora.
Un pico de tensión transiente, severo, puede crearse en el alimentador, en
algunos casos el valor de la tensión en la cresta puede llegar a ser hasta tres
veces la tensión nominal, 3 (p.u). Si se toma en cuenta la caída de tensión
del sistema, el voltaje puede ser menos severo, pero puede llegar a ser
fácilmente 2 (p.u.). En la Figura 3.3 se observa el fenómeno descrito, los
picos de tensión creados serán sentidos en el lado secundario del
transformador y se puede afectar cargas.
Los motores y transformadores conectados a la sección del circuito que fue
influida por un recierre con presencia de desfases, pueden experimentar
corrientes magnéticas de arranque más severas que las que se producen en
condiciones normales.
119
Los torques electromecánicos causados por el cambio abrupto del ángulo de
fase puede afectar los motores y consecuentemente se puede derivar en
afectaciones mecánicas en los equipos servidos por el SEP.
Por estas razones, es de suma importancia coordinar el disparo de desconexión del
RD con el circuito alimentador con las prácticas de recierre del SEP, para que no se
presenten recierres con presencia de fuentes en desfase.
La estrategia de coordinación del RD con el SEP estará coordinada se cumple
alguna de las siguientes condiciones, a la hora de que se den los eventos de recierre:
El RD es diseñado para realizar un corte de energía antes de que se dé el
primer evento de apertura. Esta condición se cumple en los casos en que el
RD distribuido no tenga la suficiente capacidad de potencia como para
mantener la carga mínima de la sección desconectada. En unidades de
generación de pequeña escala, una posible condición de isla va a provocar
condiciones anormales en la tensión rápidamente, ya que el RD no va a
poder sostener la menor carga de la sección.
El dispositivo de recierre es diseñado con un tiempo de espera, de forma
que, se realiza el segundo cierre hasta que el RD desenergice la red.
120
Figura 3.3: Pico de tensión creado por un recierre en presencia de fuentes desfasadas
[7]
3.2.1.4 Formas de mitigar y reglas básicas
El SEP utiliza usualmente dispositivos de recierre automatico para limitar
las interrupciones en los usuarios de la red.
Los ajustes de los dispositivos de recierre pueden ser instantáneos o pueden
mantener un tiempo de espera, de inclusive algunos minutos.
Este requerimiento es más estricto que el requerimiento anti-isla en términos
de los tiempos de detección.
El SEP puede definir tiempos de espera o incluso deshabilitar los
dispositivos de recierre, para asistir en la coordinación.
3.2.1.4.1 Utilización de disparos de transferencia
En algunos casos será necesario la utilización de dispositivos de comunicación
remota como los DTT que indiquen al RD que debe desenergizar la red. Sin embargo,
cuando se utiliza estos dispositivos, la comunicación debe establecerse entre la subestación
121
y el RD pero también se debe establecer comunicación con los dispositivos
de
seccionamiento que se encuentren en el circuito primario al cual se conecta el RD ya que el
recierre puede realizarse en cualquiera de estos dispositivos.
3.2.1.4.2 Reconfiguración de los alimentadores
Es muy común que las compañías de distribución utilicen esquemas de lazo en los
circuitos de distribución para alimentar cargas alternando fuentes de potencia, en estos
lazos existe un seccionador normalmente abierto entre dos alimentadores.
Cuando un RD se ubique en un alimentador que se pueda reconfigurar
automáticamente, puede ser posible que la unidad generadora se conecte al SEP por
distintos alimentadores. Esto afecta la coordinación del RD con los recierres del
alimentador
porque la coordinación se debe establecer con cualquier fuente de
energización posible. Cualquier protección que sea requerida en el alimentador original
debe ser requerida en los alimentadores alternos, sino, el RD no podrá operar en los
circuitos alternos.
3.2.1.4.3 Modificaciones en el esquema de recierre
Muchos operadores de SEP de Área no están dispuestos o no pueden cambiar sus
prácticas de recierre. Sin embargo, estas modificaciones pueden ser necesarias para integrar
la GD en la red. Una forma de lograr esto, es controlando los dispositivos de recierre y
disyuntores de la red, se puede instalar equipo que realice un monitoreo del voltaje en el
lado de la carga de estos dispositivos. Cuando se tiene la presencia de tensiones, esto es un
indicio de que el RD no ha sido aislado posterior a la apertura del circuito. Una correcta
122
apertura se da cuando la tensión medida se va a cero en el punto donde el dispositivo es
habilitado para realizar el recierre.
En la Figura 3.4: Ejemplo de un alimentador de un SEP de Área de 12 kV se
sintetiza lo anteriormente explicado. En este caso no se puede asegurar que RD va a
desenergizar la red sin causar una condición de isla antes del primer intento de recierre. Los
dispositivos B y C deben ser equipados con relés que detecten la tensión en la línea para
verificar que el RD dejó de energizar una isla. (El dispositivo C porque la carga mínima
estimada es casi la misma que la capacidad del RD y el dispositivo B porque la carga
mínima estimada, 1100 kW es menor que la relación 3 a 1 que la que generalmente asegura
que el RD no va a mantener energizada una isla), el dispositivo A no debe ser modificado.
123
Figura 3.4: Ejemplo de un alimentador de un SEP de Área de 12 kV [7]
3.2.2 Voltaje
El requerimiento pretende establecer un método efectivo para detectar las fallas en
el SEP de Área mientras se previene también que el SEP sea afectado por sobretensiones y
bajas tensiones en los equipos de los usuarios de la red, en caso de que el RD sea la fuente
de una condición anormal de operación(eg., durante una condición de isla sin intención).
La magnitud de la tensión y de la frecuencia son características fundamentales para
establecer criterios de detección de fallas. Entra más grande sea la desviación de la
magnitud de la tensión medida en el PCC, más grande o más próximo es el problema. La
Tabla 2.4 define dos formas de tipos de respuesta para condiciones de sobretensión y dos
tipos de respuesta para condiciones por baja tensión.
La respuesta rápida de protección ante condiciones de bajo voltaje, pretende
detectar fallas en el SEP, mientras que la intención de la respuesta rápida por sobretensión
124
es detectar sobretensiones perjudiciales para los equipos, causadas por una condición de
isla. La respuesta con un tiempo retardo más extendido, tanto para condiciones de alta y
como para baja tensión, pretende detectar condiciones anormales en el voltaje de operación
del SEP de Área.
Es importante tener en cuenta que un disparo instantáneo por condiciones anormales
de voltaje o frecuencia puede provocar que los RD entren y salgan de operación
constantemente, causando aportes de ruido a la red por la inyección de potencia
intermitente a los circuitos del SEP, de forma que las funciones de desconexión funcionan
con tiempos de retardo para que se actue operación necesaria para desenergizar la red solo
si las condiciones anormales se mantienen..
El punto de medición de la tensión es otro aspecto mencionado en la norma, se
define que para RD con una capacidad pico de más de 30 KW, la tensión debe ser medida
en el PCC para evitar que la caída de tensión de los circuitos del SEP local
(transformadores, conductores y dispositivos de seguridad), causen errores en la
mediciones y que se permita mantener en operación a los RD mientras se tienen
condiciones anormales en la red. En RD de pequeña escala, el punto de medición puede
estar en el PCC o bien en la punto de conexión del RD.
3.2.2.1 Impacto de los recursos distribuidos
Muchos RD tienen la dificultad de mantener un voltaje dentro de la banda de
operación permitida si es que existe una falla en el SEP o cargas fluctuantes, sin que exista
la influencia estabilizadora del SEP de Área. Los RD con una capacidad menor a la
demanda del circuito y que son certificados para no mantener una condición de isla, son
125
parte de los criterios que permiten realizar la medida en el punto de interconexión del RD y
no en el PCC.
3.2.2.1.1 Detección de fallas en el SEP a base de la medición de tensión
La detección de fallas a base de mediciones en la tensión viene a sustituir la
detección de problemas en el SEP a partir de la medición de la corriente. Se pretende que
los RD no alimenten con corriente de falla a cualquier condición de falla del SEP. El aporte
de corriente, como se explicó anteriormente puede variar dependiendo de la tecnología de
RD. Los sistemas que utilizan inversores, normalmente, limitarán la corriente aportada a
través de dispositivos de control; el aporte de corriente de falla de los generadores de
inducción va a decaer rápidamente por la caída veloz de la corriente de campo del
generador; y en los generadores sincrónicos la cantidad de corriente aportada durante
condiciones de falla puede ser significante y sostenida, dependiendo de la impedancia del
generador y parámetros transitorios.
3.2.2.1.2 Mediciones fase a tierra y fase a fases
Los cortocircuitos, son principalmente fallas desbalanceadas, las más usuales, fallas
de fase a tierra, de fase a fase, y de fase a fase hacia tierra. Por esta razón, en los RD
trifásicos, es crítico que la medición de la detección de alta y baja tensión se realizada en
las tres fases ya que no todas las fallas desbalanceadas va a afectar el nivel de tensión de las
otras fases que no presentaron falla. Por otra parte, en cualquier sistema aterrizado, una
falla de fase a tierra o de fase a fases puede desencadenar flujos de corriente de corto
circuito, por esta razón se debe se deben medir todos los voltajes de fase a tierra.
126
Si un RD está conectado a un sistema sin puesta a tierra, los voltajes de fase a tierra
no se requieren medir. En estos sistemas, tendría que ocurrir dos fallas de fase a tierra para
que existan flujo de corriente, consecuentemente con la medición de la tensión de fase a
fase basta para poder medir una corriente de corto circuito.
3.2.2.2 Reglas básicas y formas de mitigar
Cuando existen otros métodos efectivos para detectar fallas, puede ser apropiado
ajustar los tiempos de detección y consecuente apertura por condiciones anormales de
tensión, para prevenir disparos que ocasionen ruido en el SEP.
3.2.2.2.1 Impacto de los transformadores entre el PCC y el punto de interconexión
del RD
Los transformadores entre el PCC y el punto de interconexión del RD, cuando
existen voltajes desbalanceados en el SEP de Área, pueden afectar significantemente al
voltaje presente en el punto de interconexión. Con excepción de los transformadores con
conexión estrella-estrella aterrizados, se pueden formar voltajes desbalanceados en el PCC
que pueden ser el resultado de una falla, pero pueden ser detectados en el punto de
interconexión del RD significativamente diferente a como se presentan en el PCC. La
afectación del transformador, dependerá de cómo se reflejen las componentes de secuencia
cero, negativa y positiva del transformador.
En algunas interconexiones con transformadores, puede ser apropiado ajustar los
puntos de detección de tensiones anormales, para reducir el impacto de los transformadores
y permitir una detección efectiva de condiciones anormales en el punto de interconexión
del RD. Típicamente, esto involucra subir el punto de detección de la función rápida ante
127
bajas tensiones, ya que esta es la fuente principal de detección de fallas por la condición de
la tensión.
3.2.2.2.2 Medición monofásica única y medición monofásica separada
En los RD con un sistema de interconexión monofásico, según los requerimientos,
la medida de tensión se debe realizar de fase a tierra. En los sistemas de GD de dos hilos,
conectados a una fase y al neutro del sistema, una única medición de tensión será
suficiente. En los sistemas de interconexión bifilares conectados fase a fase en dos circuitos
monofásicos a sistemas de cuatro hilos aterrizados, se debe medir la tensión fase a tierra en
las dos fases. También se debe medir las tensiones de fase a tierra en dos fases, cuando se
utilizan sistemas de GD de tres hilos conectados a dos fases y al neutro.
Como se describió, en los sistemas de interconexión bifilares conectados fase a fase
en dos circuitos monofásicos, se debe medir la tensión fase a tierra en las dos fases. Esto se
realiza para detectar sobretensiones entre la fase y el neutro con un potencial de crear
daños, que puedan ser creadas ante condiciones de isla sin intención. En estos casos, el
balance de tensión entre la fase y el neutro se determina a través del balance de la
impedancia de las cargas conectadas entre cada fase y el neutro. Cuando existe un
desbalance entre las cargas, se pueden presentar sobretensiones dañinas entre la fase y el
neutro, incluso cuando el voltaje entre fase y fase se encuentra dentro del rango nominal.
3.2.3 Frecuencia
Estos requerimientos intentan establecer lo siguiente:
128
La operación de un elemento de protección del SEP de área de que se detecte una
falla en el SEP.
Un método de detección de condiciones de isla.
Coordinación con algunos esquemas de protección de carga..
Prevención de daños por sobre-frecuencia o baja-frecuencia al SEP de área y al
equipo de los usuarios (en caso de que el RD sea la fuente de la condición anormal,
e.g., durante una condición de isla no intencional).
Las funciones de protección de sobre-frecuencia y baja-frecuencia son uno de los
medios más importantes para la detección de condiciones de isla del RD. Estas
protecciones deben operar puntualmente, sin embargo los disparos de apertura indeseables
también se deben evitar. La frecuencia de un SEP de Área típico es muy estable; sin
embargo, las oscilaciones de tensión de fase-ángulo pueden ocurrir en las líneas de
transmisión y distribución por causa de cambios repentinos en la carga alimentada y en la
corriente de carga. Si se emplean tiempos de medida extremadamente cortos, estas
oscilaciones de tensión pueden causar disparos de apertura indeseables de las funciones de
protección de baja o sobre frecuencia.
El propósito del tiempo de retardo permitido en este requerimiento es para dejar
pasar las perturbaciones de corto plazo para evitar disparos indeseados del RD.
3.2.3.1 Impacto de los recursos distribuidos
Luego de que opera un dispositivo de protección de SEP de área, el RD será aislado
junto con una sección del SEP de área y, potencialmente, otras cargas de clientes. Esto es
129
una condición de isla no intencional, que continuará hasta que el RD detecte la condición
anormal y realice corte de energía el SEP de área. La frecuencia de la condición de isla no
intencional dependerá de las características y el balance del RD y las cargas en condiciones
de isla. El requerimiento IEEE 1547 para las protecciones de baja y sobre frecuencia
garantiza que el RD dejará de energizar una isla no intencional cuando la frecuencia se
encuentra fuera de los rangos
convenidos
de operación. Esto sirve para detectar
condiciones de isla no intencionales y limitar el rango de frecuencia que experimentará el
equipo de SEP de área y las cargas de los clientes durante la condición no intencional de
isla.
Las unidades de RD con capacidad menor a 30 kW producen, potencialmente,
menos impacto en las operaciones del sistema y pueden ser desconectadas típicamente
desde el SEP de área en un tiempo de apertura que esté dentro de los 10 ciclos. Las
unidades de RD mayores a 30 kW pueden tener un efecto positivo en la confiabilidad del
sistema de distribución. El requerimiento del IEEE 1547 toma esto en consideración al
permitir que el operador del SEP de área especifique la frecuencia establecida y el tiempo
de retardo por disparos de baja-frecuencia por debajo de 57 Hz.
La estabilidad del SEP de área depende, en gran medida, de la habilidad del sistema
para soportar la interrupción de ciertas líneas o equipo, sin verse forzado a entrar en una
condición de emergencia de sistema. La estabilidad depende también del adecuado
emparejamiento entre la carga del sistema y la generación. Cuando la generación se ajusta
inadecuadamente con las cargas del sistema, la frecuencia del SEP bajará o subirá. Cuando
esto pasa, el SEP de área y/o el operador del generador o los sistemas automáticos de
130
control de alta generación buscarán el rápido emparejamiento de las cargas con la
generación disponible.
Relays de baja-frecuencia y sobre-voltaje pueden ser instalados en el SEP de área
para que protejan automáticamente la carga para estabilizar las operaciones. La
coordinación con estas técnicas de estabilización son la razón para permitir a los operadores
del SEP de área modificar la configuración de disparo del relay de baja-frecuencia del RD.
Algunos de estos relés de baja-frecuencia son sensibles a la tasa de decaimiento de
la frecuencia del SEP y proveen información al operador del sistema para asistir en el
tiempo de protección de carga. Problemas similares en el SEP pueden ocurrir cuando la
generación excede la carga disponible, como en el caso cuando un bloque grande de carga
se pierde repentinamente, o cuando el relay de las líneas que exportan potencia se abren.
Condiciones de sobre-frecuencia significativa ocurren menos que condiciones significativas
de baja-frecuencia.
3.2.3.2 Formas de mitigar y reglas básicas.
Cuando existen otros métodos efectivos para la detección de condiciones de isla,
puede ser beneficioso utilizar tiempos de disparo mayores que los valores establecidos en el
IEEE 1547 para prevenir disparos no deseados y retener la generación en el SEP de área
para la recuperación de las condiciones de oscilación del sistema.
Otro punto de consideración es la fiabilidad del SEP de Área. Los concejos de
fiabilidad que forman parte de la North American Electric Reliability Corporation
especifican el criterio para la interconexión regional del SEP de área que demandan la
protección de bloques grandes de las cargas del sistema con presencia de niveles de baja131
frecuencia de operación, en un esfuerzo por restaurar el SEP de área a una frecuencia
aceptable. Si un bloque de generación se pierde sobre todo cuando los márgenes de reserva
se encuentran bajos, el concejo de confiabilidad regional también requiere generalmente
que el operador de servicio de la carga en el área de pérdida de generación saque de
operación una cantidad similar de carga del sistema. Como resultado, el operador del SEP
de área necesita considerar la afectación del RD sobre todo, en cuanto a los programas de
protección de carga de baja-frecuencia a los cuales está adherido. Para RD individuales y
más pequeños, generalmente esto no es el problema pero debido a que la penetración de RD
se incrementa, esto gradualmente se irá convirtiendo en una preocupación.
En contraste con las perturbaciones de tensión, las perturbaciones de frecuencia son
el resultado de desbalances entre la carga y la generación, y por lo tanto se manifiestan de
igual forma en todas las tres fases del SEP de área. La detección de sobre y baja- frecuencia
en base a una sola fase.
3.2.4 Pérdida de sincronismo
Esta clausula del estándar IEEE 1547 aplica solo para generadores sincrónicos. La
perdida de sincronismo presenta un riesgo principalmente para el generador, lo cuál se
encuentra fuera del alcance de la norma, exceptuando cuando estos efectos afectan la
calidad de energía.
Como la condición de pérdida de sincronismo es un efecto que se presenta en el
PCC de forma muy similar al efecto de parpadeo, [8] indica que este condición concierne
132
solo si las variaciones de voltaje por causa una condición de fuera de sincronismo violan de
alguna forma los requerimientos la cláusula de parpadeo.
3.2.4.1 Impacto de los recursos distribuidos
El impacto de los RD por perdida de sincronismo se enfoca principalmente en dos
áreas: La respuesta del generador a fallas externas en el sistema y a transientes dentro del
generador causadas por operaciones de recierre en el SEP de Área. Para que el fenómeno
por pérdida de sincronismo interese, se tienen que dar fallas que estén cerca eléctricamente
del generador pero también que se localicen en un punto donde el generador no tenga que
realizar un corte de energía por condición anormal de operación. Este tipo de falla se
reconoce como una falla ocasionada en un ''área vecina'' del generador.
Una falla provoca que la potencia eléctrica que puede ser aportada por un generador
sincrónico decaiga, mientras la potencia mecánica de entrada permanece relativamente
constante. Como resultado de esta condición de desbalance entre la salida y la entrada de
potencia del generador, la velocidad rotacional del generador va a crecer y va a causar que
el ángulo de fase de la tensión se adelante. El avance en el ángulo de fase puede causar que
la potencia eléctrica aumente. Sin embargo, por causa de la falla, el crecimiento en la
potencia no será igual a la potencia de entrada mecánica, y la aceleración puede continuar.
Cuando la falla se despeja, la potencia eléctrica usualmente va exceder la potencia
mecánica, a menos que el generador haya avanzado al punto al cual el ángulo de fase de la
tensión del generador adelanta al ángulo de fase de la tensión del SEP por más de 90
grados. Este reversión en el desequilibrio de la potencia provocará que el rotor se
desacelere, pero la diferencia del ángulo eléctrico entre el generador y el SEP se mantendrá
133
en aumento hasta que el rotor disminuya la velocidad sincrónica. Si la diferencia entre los
ángulos eléctricos pasa los 90° eléctricos, la potencia eléctrica entregada va a decrecer, y el
rotor se va a acelerar de nuevo, salir de sincronismo o causar deslizamiento de los polos.
Si el rotor recupera la velocidad sincrónica antes de que se alcance los 90° grados
eléctricos de avance, el rotor se desacelerará por debajo de la velocidad sincrónica y el
angulo de fase decaerá y eventualmente caerá por debajo del punto necesario para entregar
potencia eléctrica igual a la potencia mecánica de entrada. De nuevo el rotor del generador
se acelerará. Esta interacción continuará y las oscilaciones en la rapidez del rotor, ángulo
de fase relativo, corriente y tensión continuarán también. Generalmente, estas oscilaciones
se amortiguan, y el generador regresa a su condición de estado estable, a velocidad
sincrónica. Sin embargo, es posible que la interacción del excitador del generador con el
sistema continúe hasta que la magnitud de la oscilación crezca, pasando los 90 grados de
desfase con el ángulo del rotor, provocando que se pierda el sincronismo. A esta condición
se le conoce como oscilaciones de pequeña señal o inestabilidad dinámica.
El efecto de inestabilidad de pequña señal, provocado por una falla, dependerá de la
severidad de la falla, la localidad, la potencia con que opere el generador, la localidad de la
carga, la duración de la falla y de la impedancia del SEP después de que la falla fue
despejada.
134
3.2.4.2 Formas de mitigar y reglas básicas
3.2.4.2.1 Impacto de la perdida de sincronismo en los generadores
La perdida de sincronismo provoca picos de corriente severos en el devanado de
armadura, que excedan a las capacidades asociadas a un cortocircuito y esto puede provocar
daños severos en los devanados.
Las condiciones de pérdida de sincronismo, también pueden provocar torques
inversos en el gobernador del generador y altas magnitudes de estrés mecánico que pueden
sobrepasar la capacidad del generador y dañar el eje y el gobernador del generador.
Por otra parte, tensiones y corrientes inducidas altas al circuito de campo, pueden
causar descargas en los anillos colectores y en los conmutadores del excitador asociado,
también pueden crear daños en los componentes y en el sistema de excitación a base de
componentes en estado sólido.
Por estas razones, la condición de pérdida de sincronismo debe ser detectada y
remediada de forma inmediata. Una posible acción cuando se presenta esta condición,
puede ser sacar de operación a la unidad del SEP mediante el disparo de un interruptor.
3.2.5 Reconexión a un SEP de Área
Este requerimiento está estrechamente relacionado con los requerimientos definidos
en el punto 2.5.5.1 y 2.5.5.2 sobre la respuesta de la interconexión ante fallas y la
coordinación de las protecciones que se debe establecer entre el RD y el SEP de Área.
Estos tres requerimientos y su correcto cumplimiento deben ser entendidos como un grupo.
La secuencia de los eventos empieza cuando el RD detecta una falla en SEP de Área.
135
Posteriormente se debe establecer coordinación con las actividades de restablecimiento del
SEP de Área y finalmente, el RD se conectará de nuevo a la red.
Un circuito de distribución es usualmente suplido por un único disyuntor localizado
en la subestación y es dividido en zonas con dispositivos de seccionamiento automático. El
propósito de este diseño es aislar la sección donde se provocó una falla sin tener que
interrumpir el servicio de los usuarios adyacentes ubicados en secciones alimentadas por el
mismo circuito.
3.2.5.1 Impacto de los recursos distribuidos
Las compañías de distribución mantienen la práctica común de realizar un recierre
automático con un tiempo de retardo después de la primera apertura. El tiempo de retardo
usualmente se encuentra en rango de 0.2 s (12 ciclos) a 15 s. En los alimentadores con
configuración radial, el intento inicial de recierre usualmente es seguido por dos intentos de
recierre más, en estos, el tiempo de retardo puede ir de los 30 s a los 90 s. Si ninguno de
estos recierres fue exitoso, el alimentador quedará bloqueado. Como se mencionó
anteriormente, los intentos de recierre se realizaran sin un cheque previo de sincronismo,
esto por la naturaleza radial de los diseños de los circuitos de distribución. Donde la única
fuente será establecida por la compañía de servicios de distribución.
Es importante que la generación del RD permanezca aislada durante todo el periodo
de coordinación de protecciones del SEP de Área. Este tiempo usualmente es de 3 min.
Esto también previene que los dispositivos de detección sufran desensibilización por causa
del aporte de corriente del RD cuando se tienen fallas de alta impedancia.
136
Un RD no debe energizar nunca un alimentador energizado, esta será la mejor
medida que se puede tomar para seguridad del sistema.
3.2.5.2 Formas de mitigar y reglas básicas
IEEE 1547 permite que el RD se reconecte una vez que el SEP de Área mantiene
tensiones dentro del rango B establecido en ANSI C84.1 Tabla 1. El rango B sugiere un
rango de operación más amplio, pero se hace la advertencia de que este rango refiere a
condiciones poco frecuentes. Este rango es más permisible que el rango A, de forma que
este requerimiento permite que el RD energice el SEP más rápido.
3.3 Calidad de Potencia (IEEE Std 1547-2003 4.3)
3.3.1
Limitación de inyección de CC
La inyección de corriente continua a la red por el aporte de un RD produce un
desplazamiento de CC en la forma de onda de la tensión. Pequeñas cantidades de CC
pueden dar lugar a una saturación importante de los componentes magnéticos, tales como
los nucleos de los transformadores del sistemas. Esta saturación, a su vez, causa la
inyección de corrientes armónicas en el sistema eléctrico de potencia. Lo anterior puede
alcanzar niveles inaceptables. También hay otros efectos de saturación en general menos
críticos, incluyendo el incremento en el calentamiento de componentes magnéticos, ruido
audible, y la demanda de potencia reactiva.
El flujo en el núcleo de un trasformador es la integral del voltaje aplicado. Esto hace
que se produzca un offset de CC que se incrementa (
∫
. Como resultado se
137
crean corrientes de excitación en el núcleo que a su vez producen inyección de armónicas
indeseables en el SEP producto del RD, las cuales se deben de controlar.
En la Figura 3.5 se muestra la grafica de las corrientes de excitación mencionadas.
Figura 3.5: Forma de onda de corriente de exitación para un trannsformador de
distribución típico con 0.5% de CC inyectado
3.3.1.1 Impacto de los Recursos Distribuidos
Existe la preocupación de que los inversores sin transformador puedan inyectar
suficiente corriente a los circuitos de distribución y causar saturación de los
transformadores de distribución suficiente como para crear una fuente de armónicos
objetable y causar riesgos a los equipos de potencia del sistema.
138
El nivel de saturación puede ser alcanzado, por inyecciones de corriente continua de
0,05% a 0,2% de la corriente nominal del transformador. Así, la cantidad más minúscula de
CC puede dar lugar a algún grado de saturación. Una vez que el nivel de saturación se
alcanza, el componente de corriente continua de la corriente de excitación es dominado por
el pico de corriente de cada ciclo. Con más CC inyectada en el transformador, mayores
corrientes pico de excitación se producirán.
El pico de corriente de excitación causado por el offset del flujo de saturación es
rico en componentes armónicos pares e impares. La Figura 3.6 muestra un espectro de
corriente de excitación hasta el noveno armónico, para un transformador típico con 1% CC
aplicado. Las inyecciones de corrientes armónicas en un transformador saturado de CC de
un RD se suman vectorialmente a los armónicos producidos directamente por el RD. Por lo
tanto, es necesario limitar la salida CC del RD a la medida en que los armónicos producidos
por el transformador de distribución del generador, estén muy por debajo de los límites
impuestos sobre los armónicos de salida de un RD según [8].
139
Figura 3.6 Espectro de Armónicos típicos de un transformador de distribución con un
1% de CC inyectado
La Figura 3.7 muestra una relación aproximadamente lineal entre inyección de
corriente continua y la producción de armónicos para un transformador de distribución
típico. Estos resultados son relativamente insensibles a los parámetros de transformación
dentro de un intervalo práctico. En el rango de armónicos de orden inferior, IEEE Std 15472003 limita las corrientes armónicas de un RD a un 4% en los armónicos impares, del 1%
en cada armónicos pares, y al 5% de la demanda total de distorsión. Tanto los armónicos
pares mas grandes (segunda), y la distorsión armónica total son aproximadamente 40% del
límite para inyección RD, con la CC en 0,5% sobre la base de la corriente nominal del
transformador. Debido a que el armónicos inyectados por el transformador suelen estar en
relación de fase aleatoria con cualquier armónicos inyectados por el RD, las dos fuentes
tienen un efecto combinado definido por la raíz de la suma de los cuadrados de las
140
contribuciones individuales. Con el RD inyectando el máximo permisible de 5% de
distorsión armónica total, la adición de la inyección de un transformador de distribución
sometido a una inyección de corriente continua de 0,5% por parte de un RD resulta en una
distorsión total de la demanda efectiva de 5,4%. Esto constituye un aumento relativamente
pequeño en la distorsión por encima la contribución máxima de la RD. Así, un 0,5% de
límite de inyección de CC es una restricción razonable.
Figura 3.7: Distorsión Armónica tota de corriente de excitación y la segunda armónica
para un transformador típico inyectado CC hasta el 1%
3.3.1.1.1 Componentes CC de corrientes de carga
Una componente de corriente continua de la corriente de carga aumentará
ligeramente las pérdidas en el núcleo de transformador pero aumentará la corriente de
magnetización y el nivel de sonidos sustancialmente. Se espera que componentes de CC
relativamente pequeñas (hasta la magnitud rms de la corriente de excitación del
141
transformador a tensión nominal) no tengan mayor efecto sobre la capacidad de soporte de
carga de un transformador si se sigue esta práctica recomendada. Mayores componentes de
corriente CC en la corriente de carga pueden afectar negativamente la capacidad del
transformador y deberían ser evitadas.
Las corrientes de excitación para transformadores de distribución típicos circulan
tan bajo como 0,5%. Teniendo en cuenta la razón anterior de pico a rms, el límite en [8] de
inyección de CC de 0,5% es razonable.
El análisis anterior pone de manifiesto la condición del peor caso para un
transformador de distribución. La capacidad del RD es igual a la capacidad del
transformador de distribución. Se asume además que el componente de CC de la corriente
de salida a partir de múltiples unidades de RD se suma constructivamente en cada fase.
Para muchas instalaciones, la capacidad agregada de un RD es significativamente menor
que la capacidad del transformador de distribución. Además, muchas instalaciones con
múltiples unidades de RD se beneficiarán de la cancelación de componente de CC entre las
salidas de las unidades. En estos casos, el transformador de distribución va a ser sometido a
una corriente continua significativamente menor de 0,5% del valor nominal, y el efecto
armónico será menor que el peor caso considerado anteriormente.
Por lo tanto, el efecto de armónicos por unidad, en el sistema de distribución debido
a la corriente CC del RD se espera que sea mucho menor que la condición del peor caso
para un transformador de distribución único.
142
3.3.1.2 Formas de mitigar y reglas básicas
En general, la componente de corriente continua de la corriente de salida es sólo una
preocupación RD basados en inversor.
Varias técnicas pueden aplicarse para limitar la componente CC de la corriente de
salida producida por el RD basado en inversor. Estos incluyen los siguientes:
Control de las tolerancias de los componentes y de la temporización de asimetría
para limitar la componente continua de la corriente de salida por diseño
Medición y control retroalimentado para reducir la componente CC de la corriente
de salida
La inserción de un transformador aislado entre el circuito de salida del inversor y
el PCC. En este caso, la característica de saturación del transformador debe ser
escogida de manera que pueda tolerar el nivel esperado de componentes CC
producidas por el inversor.
3.3.2 Limitación de parpadeo introducido por el RD
Los estudios han demostrado que la sensibilidad depende de la cantidad de los
cambios de iluminación (magnitud), que tan frecuente se producen (frecuencia), y el tipo
de trabajo que se efectúe. El problema se agrava aún más por el hecho de que los sistemas
de iluminación fluorescentes y otras tienen diferentes características de respuesta a los
cambios de voltaje.
El parpadeo en la iluminación objetable si se produce a menudo y es cíclico.
143
IEEE Std 519 ™ -1992 y IEEE Std 141 ™ -1993 (IEEE Red Book ™) presentan
curvas actuales que muestran límites aceptables de parpadeo de las luces incandescentes
utilizadas por un gran número de utilidades. Se deterrmina que entre 5 y 10 Hz se observan
cambios de la magnitud del orden del 1%. En esencia entre más alta es la frecuencia mayor
tolerancia al parpadeo existe.
Existen instrumentos capaces de medir el parpadeo, en porcentajes basados en
niveles mínimos de irritación al ojo humano. Niveles mayores a 1 se consideran
inaceptables.
Debido a que esta tecnología es muy nueva en Estados Unidos no es aceptada
universalmente.
3.3.2.1 Impacto en Recursos distribuidos
El parpadeo causado por un RD podría ocurrir en cualquier sistema de distribución
radial. El riesgo de parpadeo debe ser evaluado para cualquier tipo de sistema de
distribución. El parpadeo puede ser un problema simple o compleja para su análisis y
mitigación.
Desde una
perspectiva simplista, puede ser el resultado del arranque de una
máquina (por ejemplo, un generador de inducción) o cambio de pasos en la producción de
un RD que producen cambio de voltaje significativo en el alimentador. Si se inicia un
generador o su salida varía con la suficiente frecuencia, el parpadeo de las cargas de
iluminación puede ser apreciable por los clientes.
Por lo tanto, el parpadeo puede involucrar factores más allá del simple arranque y
parada de las máquinas de generación o sus fluctuaciones básicas. Para hacerle frente a
144
estas interacciones se requiere de un análisis mucho más allá de la caída de tensión común
calculada por el arranque de un generador. Identificar y resolver este tipo de problemas de
parpadeo puede ser difícil y el equipo técnico tiene que tener un profundo conocimiento de
las interacciones entre la unidad de RD y el sistema.
3.3.2.2
Formas de mitigar y reglas básicas
En el campo altamente especializado del análisis de la calidad de la energía, las
técnicas se han desarrollado para estimar un margen que puede estar disponible en
cualquier sistema antes de que el parpadeo sea un problema. Por supuesto, las mediciones
de parpadeo siempre se deben tomar después de que el RD se ha instalado, pero si se
detecta un problema, la unidad
de GD tiene que ser apagada o limitado en su
funcionamiento hasta que se aplique un refuerzo en el sistema de distribución.
El IEC tiene estándares globales para evaluar los niveles de parpadeo en los SEP de
Área. Estas normas toman en cuenta las alteraciones complejas y múltiples fuentes. Todos
los fabricantes de turbinas eólicas grandes publican datos que se pueden utilizar con esta
norma y así predecir los niveles de parpadeo en cualquier ubicación en la zona de la SEP.
El flickermeter y técnicas computacionales pueden producir una medida aceptable de
gravedad Pst ( parpadeo de corto plazo), denotado como el nivel Pst.
Usando esta técnica, el parpadeo producido por un RD será aceptable bajo la norma
IEC si la severidad Pst es menor que o igual a 1 para un PCC en la tensión de distribución
secundaria o menor que o igual a 0,9 para una PCC en la distribución de la tensión
primaria-ambos con 99% de cumplimiento (sobre una base de una semana). Se pueden
permitir niveles de parpadeo superiores a discreción del operador del SEP de Área.
145
Las Unidades RD cumplirán el requisito IEC si las variaciones de potencia de la
unidad (ΔS) en comparación con la disponible en cortocircuito (SSC) de la SEP Área en el
PCC están dentro de los límites descritos en la Tabla 3.1.
Tabla 3.1: Cambios de Voltaje aceptables en función de (ΔS/SSC)max
cambios de voltaje
por minuto (r)
(ΔS/SSC)max (%)
r > 200
10 ≤ r ≤ 200
r < 10
0.15
0.23
0.46
3.3.3 Componentes Armónicas
La distorsión armónica es una forma de ruido eléctrico; los armónicos son señales
eléctricas a frecuencias múltiples de la frecuencia de la línea de alimentación. Muchos
dispositivos electrónicos, incluyendo computadores personales, variadores de velocidad, y
otro tipo de equipo que utiliza sólo una parte de la onda senoidal para extraer corriente en
pulsos cortos (como se muestra en la Figura 3.8), causan los armónicos.
146
Figura 3.8: Onda de Fuente de Poder Conmutada
Las cargas lineales consumen corriente en proporción directa a la tensión aplicada,
este tipo de cargas no generan grandes niveles de armónicos. Por otro lado, la carga no
lineal de una fuente de alimentación conmutada, superpone señales en múltiplos de la
frecuencia fundamental de la onda sinusoidal de potencia de la red y crean armónicos. Las
cargas no lineales más usuales que se conectan a los SEP incluyen convertidores estáticos
de potencia, dispositivos de descarga de arco, dispositivos magnéticos saturados, y, en
menor grado, las máquinas rotativas. Las corrientes armónicas causan sobrecalentamiento
en los trasformadores, lo cual, a su vez, sobrecalienta los conductores del neutro. Este
sobrecalentamiento puede provocar disparo erróneo de los interruptores automáticos y un
mal funcionamiento en otros equipos. Por otro lado, la distorsión de la tensión creada por
las cargas no lineales pueden crear distorsión de la tensión a otros usuarios más allá del
sistema de cableado del SEP de Área.
Este requerimiento contenido en [8] aplica para tensiones de 120 V a 69 kV y se
extrae directamente de IEEE Std 519-1992 que se basa en las premisas de que la distorsión
armónica causada por un solo consumidor debe limitarse a un nivel aceptable en cualquier
147
punto en el sistema y que el todo el sistema debe funcionar sin una distorsión armónica
sustancial en cualquier parte del sistema
El requisito IEEE 1547 sólo se aplica a las corrientes armónicas en el PCC por
aporte del RD cuando este se encuentra sirviendo cargas lineales. La contribución de
corrientes armónicas en el PCC cuando el RD alimenta cargas no lineales se excluye
cuando se evalúa este requisito.
3.3.3.1
Impacto en los Recursos Distribuidos
Como se discutió, los generadores distribuidos pueden contribuir con componentes
armónicas a la tensión del SEP de Área. Es responsabilidad del operador del RD cuidar los
límites de corriente inyectada y es responsabilidad del operador del área del SEP cuidar la
distorsión de la tensión en el SEP de Área. Los dos requisitos están relacionados entre sí: Si
la tensión en un alimentador se encuentra cerca del límite de distorsión, la tensión puede ser
empujada por encima del umbral por la adición de una unidad de GD distorsionada.
Para el análisis adecuado, se deben considerar varios factores. En primer lugar, es
importante determinar el nivel de componentes armónicas en la tensióndel SEP de Área
antes de la adición de un RD. También son importantes las contribuciones de corriente
armónica hecha por generadores distribuidos y el efecto que estas corrientes tendrá en
distorsión de voltaje.
Las instalaciones de RD deben ser revisadas para determinar el cumplimiento de los
estándares definidos en [8] y si va a haber presencia de armónicos en los sitios donde se
ubique el RD o si estos inyectan componentes armónicos al SEP de Área. Si se inyectan en
el SEP de Área, el efecto en la distorsión de la tensión debe ser determinada, especialmente
148
si existe una amenaza a los clientes adyacentes o los equipos en el SEP de Área. Las
mediciones y modelado de armónicos del sistema pueden ser necesarias para evaluar ciertas
condiciones.
El tipo y la gravedad de las contribuciones armónicas de un RD dependen de la
tecnología de convertidor de potencia, su filtrado, y su configuración de interconexión.
Existen dudas acerca de las posibles contribuciones que las corrientes armónicas pueden
hacer en inversores en el SEP de Área. Afortunadamente, estas preocupaciones son, en
parte, debido a antiguos inversores de potencia controlados por rectificador controlados por
silicio (SCR) que son conmutados y pueden producir altos niveles de corrientes armónicas.
La mayoría de los diseños de los nuevos inversores se basan en la tecnología de estado
sólido que utilizan modulación por ancho de pulso (PWM, por sus siglas en ingles) para
generar la inyección de corriente alterna. Estos inversores más nuevos son capaces de
generar una salida limpia, y normalmente deben satisfacer los requisitos definidos en [8].
En general, las contribuciones armónicas de las unidades de GD son un problema
menor que otros problemas asociados con otros equipos en el sistema de distribución. En
algunos casos, el equipo cercano al RD, ha reducido su capacidad por el calentamiento
causado por armónicos en algún lugar del sistema. Filtros y otras alternativas de mitigación
son algunas veces requeridos.
3.3.3.2 Formas de mitigar y reglas básicas
Si los clientes individuales, cumplen con los límites de distorsión de corriente y no
hay suficiente contraste entre las inyecciones de armónicas individuales de los clientes,
entonces puede ser necesario aplicar un filtrado en los SEP de Área, esto para limitar los
149
niveles de tensión de distorsión. Sin embargo, es más probable que los problemas de
distorsión de voltaje sean causados por las características del sistema de respuesta en
frecuencia, que resultan en un aumento de corrientes armónicas a una frecuencia armónica
particular. Este cambio de impedancias del sistema en comparación con la característica de
frecuencia es un resultado de la configuración física del sistema. Esta situación tiene que
resolverse en el SEP de Área cambiando las ubicaciones y/o los de los condensadores, o
bien el diseño de un filtro armónico.
Si se superan los límites, las siguientes acciones pueden ser tomadas:
a)
Realizar mediciones de armónicas en puntos seleccionados dentro de los
SEP del área, incluyendo el PCC, y buscar a los consumidores con convertidores que
operan con distorsión de la corriente más allá de los límites. Cuándo sean identificados,
pedir a los consumidores mantener la distorsión armónica dentro de los límites
recomendados mediante la instalación de filtros, lo que reduce la generación de armónicos,
o a través de otros medios.
b)
Instalación de filtros para controlar los armónicos.
c)
Instalar un nuevo alimentador. Esto es eficaz dándole rigidez a la fuente y al
aislamiento de los problemas de armónicos. Sin embargo, el costo es obviamente una
consideración importante.
Es posible añadir nuevos convertidores a un circuito que ya está contaminado con
armónicos, pero dentro límites recomendados. Sin embargo se debe también proporcionar
filtros diseñados adecuadamente. Esta es la responsabilidad del dueño del RD.
150
Los límites de distorsión de corriente armónica que se muestran en la Tabla 10 sólo
están permitidos siempre y cuando el transformador al que se conecta el usuario en el SEP
de Área no sea sometido a componentes armónicas por arriba del 5% de la corriente
nominal del transformador [7]. Si el transformador al que se conecta el usuario se somete a
niveles de armónicos por arriba del 5%, se debe considerar si la instalación de una unidad
más grande, capaz de resistir los niveles más altos de los armónicos es adecuada. Cuando la
corriente armónica que fluye a través del transformador es mayor que el nivel de diseño de
5% de la corriente nominal, el efecto de calentamiento en el transformador debe ser
evaluado con el fin de no estresar el aislamiento del transformador más allá de los límites
de diseño.
3.4 Condición de Isla
Una isla se define como una condición en la que se energiza una parte de una zona
de un SEP únicamente por uno o más SEP locales a través de los PCC asociados, mientras
que esa zona del SEP de Área se encuentra eléctricamente separado del resto del SEP de
Área.
3.4.1
Condición de Isla no intencional
Cuando un dispositivo de protección (por ejemplo un interruptor de circuito, un
dispositivo de recierre o un seccionador) entre la fuente del SEP de Área y un RD se abre,
existe la posibilidad de que una isla se forme. La preocupación en esta situación es la
condición en la que la cantidad de carga aislada sea similar a la capacidad de generación en
la isla. Bajo estas condiciones, la isla puede ir cambiando lentamente su voltaje o su
151
frecuencia. Si la carga y generación no coinciden (por lo menos en una proporción de 3-a1), entonces el voltaje o la frecuencia cambiará rápidamente, lo cual no debe ocurrir.
3.4.1.1
Impacto de RD
Se tarda un tiempo finito para detectar y reaccionar ante una condición de isla. No
es deseable para un RD formar una isla no planificada por más de 2 s. Esto puede llevar a
problemas de seguridad y calidad de la energía, que afectará a las SEP del Área y cargas
locales.
La isla accidental puede representar una amenaza para el personal de respuesta a
emergencias públicas, y a los trabajadores de servicios públicos porque el RD representa
una fuente desconocida. Por ejemplo, al aplicar una tierra de seguridad en conductores
energizados (de la isla no intencional) se puede causar un fallo y posibles lesiones al
personal del SEP de Área.
La operación de recierre de un interruptor en el circuito primario, puede causar
daños mayores en los RD cuando se utiliza una máquina de rotación, a causa del cierre
fuera de fase. Los dispositivos del SEP de área (por ejemplo, disyuntoreres y recieres)
típicamente no miden la tensión en el lado de la carga y, por lo tanto, asume que la línea
esta fría en el intento de reconexión. Si la isla está todavía energizada por un RD, podrían
producirse transitorios severos indeseables.
3.4.1.1.1 Islas sin detectar
En caso de una condición de isla que resulte de la operación de un dispositivo de
seccionamiento no monitoreado mientras que los clientes no experimentan condiciones
anormales, es probable que nunca se reporte el problema. Esto podría resultar en la
152
condición de isla existente durante un período prolongado. El operador del SEP de Área no
será consciente del funcionamiento del dispositivo de seccionamiento. IEEE Std 1547-2003
establece específicamente que la RD no debe permitir esta condición. La isla no intencional
deben ser detectados y aislada dentro de 2 s.
3.4.1.2
Formas de mitigar y reglas básicas
Para satisfacer IEEE Std 1547-2003, en particular, la RD debe dejar de energizar
una isla no intencional antes de que cualquier reconexión se produzca en la SEP de la zona.
El operador del SEP de Área puede optar por instalar equipo de detección de tensión para
determinar si una isla se ha formado.
Para evitar que la isla no intencional continúe, cuando se opera un RD en paralelo
con el SEP de Área se requiere deje de energizar la red dentro de 2 s después de la
formación de la isla. Esto no es normalmente lo suficientemente rápido como para permitir
la desconexión antes de los cortos tiempos de reconexión (es decir, los tiempos de
reconexión de 20 ciclos a 60 ciclos) que se encuentran en los relés de protección de los SEP
de Área. El SEP de Área debe estudiar si esto es un problema, si es así, entonces los relés
del bloqueo de tensión se suelen instalar para bloquear el cierre automático hasta que la isla
no intencional se desactive. Otra opción es retrasar la operación de recierre para más de 2 s
si esto es aceptable para el operador del área de SEP.
IEEE Std 1547-2003 sugiere opciones específicas, cada opción involucra múltiples
aspectos y guías para cumplir con este requisito. Cada una de estas opciones se describe en
más detalle a continuación
153
3.4.1.2.1 Capacidad limite del RD cuando hay cargas compartidas
Si la capacidad total del RD es menor que un tercio de la carga mínima del SEP
local, en general se acepta que, en el caso de que se forme una isla no intencional, el RD no
podrá continuar energizando la carga conectada en los SEP locales y mantener el voltaje y
la frecuencia en un rango aceptable. El origen de este factor carga-a-generación de 3-a-1, es
un documento de IEEE (Gish, Greuel, Feero [13]), basado en simulaciones. Se ha
demostrado que a medida que la carga de la pre-isla se acerca a tres veces la capacidad de
generación, ninguna condición de excitación puede existir para apoyar la generación de
energía continua.
Debido a que las cargas mínimas raramente están bien documentados y además
pueden variar, se puede utilizar un criterio conservador de carga-generación de 3-a-1 y se
da un margen contra los futuros cambios en la carga mínima del cliente. Sin embargo, una
relación de 2-a-1 puede ser aceptable en algunas aplicaciones. Para las instalaciones en las
que el RD está funciona por medio de inversores, la necesidad de un margen para
protegerse contra futuras caídas en la carga mínima también existe, la regla 3-a-1 todavía
también se aplica en este caso. Cuando la carga mínima real se conoce, los márgenes de la
razón carga-generación pueden ser más bajos.
3.4.1.2.2 Inversores anti isla
Muchos inversores están diseñados de tal manera que no son capaces de alimentar
una carga sin la presencia del sistema eléctrico. El inversor, en la mayoría de los casos, se
engancha a la frecuencia del SEP de área. Si el sistema de alimentación no está disponible,
154
el voltaje del inversor y la frecuencia, rápidamente se apartan de los rangos nominales y
causaran disparos por baja o alta tensión o por desvíos de la frecuencia nominal.
3.4.1.2.3 Protección de potencia inversa
Si el RD se va a utilizar para servir un SEP local sin exportación de energía al SEP
de Área a través del PCC, se debe instalar relés de potencia reversa en el PCC para operar
los dispositivos de aislamiento. Estos dispositivos pueden encontrarse por defecto en el
generador o si se desea continuar sirviendo a las cargas del SEP local, estando en condición
de isla, se debe instalar dispositivos de aislamiento en el PCC.
Se debe tomar una precaución con la protección anti-isla cuando se opera con
dispositivos de potencia reversa. El ajuste del tiempo de retardo debe ser seleccionado
cuidadosamente para permitir cargas oscilantes y no causar disparos que provoquen ruido
en la red.
3.4.1.2.4 Protección
La protección anti-isla debe utilizar relés de voltaje y frecuencia, tal y como se
comentó anteriormente. Este esquema mide las variables eléctricas en el PCC y detecta las
condiciones que indican que una isla fue formada. Este esquema de protección se basa en la
inhabilidad del RD para sostener cambios repentinos en la carga sin tener que realizar
cambios en el voltaje y la frecuencia. A pesar que se cuenta con relés de protección de baja
y alta tensión y frecuencia, existen varias formas de detectar islas derivadas de la detección
de voltaje y frecuencia. La detección de la tasa de cambio de la fase y la frecuencia son
algunas de estas variaciones de detección que pretende detectar la formación de una isla, de
forma inmediata.
155
Algunos inversores son equipados con sistemas activos de detección de condiciones
de isla. Cuando el voltaje del SEP de Área está disponible, los inversores están forzados a
operar a la frecuencia nominal del sistema, 60 Hz. En caso de una condición de isla por
interrupción del servicio del SEP de Área, el inversor va a sentir que se sintonizó a una
frecuencia más allá de los rangos normales de operación. En el proceso en el cual el
inversor se sale de su frecuencia natural de operación, el RD va a operar sus relés de
disparo por frecuencia. Estos relés están ajustados típicamente para operar cuando la
frecuencia se sale del rango normal de operación, de 59.3 Hz a 60.5 Hz.
3.4.1.2.5 Controles en los sistemas de excitación de los generadores sincrónicos
Los generadores sincrónicos pueden también estar equipados con un sistema de
control de excitación que mantiene el factor de potencia constante y confiar en los relés de
protección por condiciones anormales de voltaje y frecuencia, si es que la carga no coincide
con la salida de potencia del generador.
Por ejemplo, el RD normalmente estará ajustado para regular el factor de potencia,
generalmente 0,9 en atraso. Si se forma una isla, el RD aportará poca potencia reactiva a las
cargas pertenecientes a la isla, esto va a provocar que la salida de voltaje varíe rápidamente
y los dispositivos de protección contra condiciones anormales de voltaje van a sacar a la
máquina de operación.
3.4.1.2.6 Disparo por transferencia directa
Los DTT también se pueden utilizar y es un método directo para asegurar que el RD
va a realizar un corte de energía cuando se forme una isla. Los DTT proveen una
comunicación directa entre el SEP de Área y el RD. Los eventos significativos en la red
156
serán comunicados con una señal segura y confiable a los RD, y estos se aislarán de la red
cuando sea necesario.
3.4.1.2.7 Condiciones de operación ante una isla sin intención sostenida
Cuando por alguna razón la protección anti-isla no detecta una isla y no desenergiza
el SEP dentro de los 2 s sugeridos y además el RD tiene la capacidad de generación como
para mantener una isla funcionando en un nuevo punto de operación de tensión, entonces,
es posible que se dé una condición de isla sostenida.
Ante esta condición se debe determinar cuáles van a ser las sobretensiones que se
van a ocasionar y qué tan rápido van a operar los dispositivos de protección en respuesta a
las elevaciones. Se puede arreglar el sistema para evitar la formación de islas con posible
presencia de sobretensiones, aislando el sistema con un banco de capacitores y un carga
pequeña.
3.4.1.2.8 Evitar tensiones excesivas de fase a tierra
Durante una isla, la existencia excesiva de tensiones de fase a tierra puede ser
evitada con la adición de transformadores sólidamente aterrizados, de un tamaño apropiado,
en el circuito primario de distribución. Los transformadores aterrizados tienen dos ventajas:
puede advertir la necesidad de sustituir un transformador de potencia, y pueden ser
dimensionados para proveer el mínimo efecto en la sensibilidad de los relés de corrientes a
tierra, esto será consistente con una isla con condiciones estables en el neutro.
157
4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 Conclusiones
Actualmente existen alternativas de carácter legal e iniciativas que pueden permitir un
desarrollo más acelerado del crecimiento de tecnologías de generación distribuida,
estas alternativas deberán apuntar la utilización de fuentes energéticas de bajo
impacto ambiental, y al mismo tiempo se pretende una generación más cercana a los
puntos de carga. Los proyectos que se acogen al esquema de generación distribuida
en el país y que se podrían conectar a los circuitos de distribución (sistemas de
generación donde la norma IEEE 1547 dictará lineamientos técnicos importantes), se
abordan en tres tipos de esquemas de generación: Proyectos de generación privada de
mediana escala acogidos bajo la Ley No.7200 (menos de 20MVA), generación
acogida bajo la Ley 8345 de proyectos de las empresas distribuidores para el
consumo de sus clientes y proyectos de generación de pequeña escala para el
autoconsumo individual de clientes, acogidos bajo el Plan Piloto de Generación para
Autoconsumo del ICE.
Al realizar un análisis comparativo entre la normativa sobre calidad de energía en los
puntos de conexión de las cargas del SEN y las definiciones técnicas de los proyectos
acogidos bajo el esquema de GD en nuestro país, se pudo observar que existen
definiciones que hacen cumplir los requerimientos de la norma IEEE 1547, tanto en
la normativa sobre calidad de energía y condiciones adecuadas de operación en los
circuitos de media y baja tensión, contenidos en las disposiciones dictadas por la
158
ARESEP, como en los lineamientos técnicos para la interconexión de los proyectos
de generación acogidos por la Ley No.7200 y el Plan Piloto de Generación para el
Autoconsumo. Si se debe tomar en cuenta que hay aspectos relacionados con la
condición de Isla, la coordinación de protecciones y dispositivos de sincronismo y
paralelismo que están quedando en un vacío normalizado. El plan Piloto define que se
tiene que cumplir con todos los requerimientos definidos en [8], no así en los
proyectos acogidos bajo la Ley No.7200.
La GD puede afectar al SEP de distintas formas; se debe tener especial cuidado con el
esquema de protección y los tiempos de retardo de reconexión de los dispositivos de
recierre ante la posible formación de islas. De no existir una correcta coordinación
entre los dispositivos de protección del SEP de Área y los RD, se pueden dar efectos
nocivos tanto en las cargas conectadas a los circuitos de distribución como en las
unidades de GD.
Los dispositivos de protección con que cuente el RD, deben
garantizar seguridad al personal de mantenimiento del SEP, al mismo tiempo que
aseguren no afectar la calidad de la energía de los usuarios de la red. Si se cumple con
los requerimientos definidos en el estándar IEEE 1547, se podrá asegurar la
protección del personal de mantenimiento, al mismo tiempo que se cumplirá con la
normativa sobre la calidad de energía, definida en nuestro país.
El efecto de los RD en la red de distribución, en muchos aspectos, va a depender del
tipo de tecnología de generación que se utilice. La aplicación del estándar IEEE Std.
1547 dependerá según sea la clasificación de la tecnología. Así mismo se verificó que
159
la afectación de los sistemas dependerá en gran medida de su capacidad de
generación y del tamaño de la carga que se encuentre cerca del punto de conexión.
Los sistemas de pequeña escala (menos de 30 kW) en general no tendrán un efecto
considerable en la red hasta que la capacidad agregada de varios sistemas pequeños,
sea representativa en términos del tamaño de la carga conectada en los SEP locales.
En el desarrollo del documento se definió que la relación entre la carga conectada al
SEP Local y la capacidad del RD debe ser de 3 a 1.
Se encuentran tres tipos de información determinante que debe estar disponible de
forma ordenada y esquematizada para evitar problemas ante la adición de los RD a la
red: a) Esquemas, datos y diseños del sistema de coordinación de protecciones del
SEP de Área; b) Tiempos de retardo de los dispositivos de recierre y ubicación de los
dispositivos con relé automático; y c) carga mínima de las secciones de circuito del
SEP de Área.
Costa Rica cuenta con un esquema de conexión en los circuitos primarios y
secundarios de distribución, con un esquema de puesta a tierra adecuando para la
adición y desarrollo de la GD. Se debe mantener los esquemas estrella-estrella con
presencia de puntos de aterrizaje sólidos, que den una referencia de punto común
constante a los RD.
4.2 Recomendaciones
Se recomienda la utilización de la norma IEEE Std. 1547 para todo proyecto con
capacidad menor a los 10 MVA. La correcta aplicación de la misma, puede permitir
160
que en el futuro se disminuyan los impactos negativos por la adición de RD a la red
de distribución.
Los sistemas de distribución de la energía eléctrica deberán contar con sistemas de
comunicación y dispositivos de medición que permitan conocer los puntos de
operación en los lugares donde se añaden sistemas de GD a la red a través del PCC.
Así mismo, dependiendo de la capacidad del generador, deberá existir una
coordinación adecuada con los sistemas de información del Centro de Control de
Energía tal y como se ha venido realizando.
Es importante que exista normas nacionales claras y adecuadas al tipo de tecnología
del RD y al tamaño del mismo.
161
5 BIBLIOGRAFÍA
[1]
Instituto Costarricense de Electricidad , PLAN DE EXPANSION DE LA
GENERACION ELECTRICA, Centro Nacional de Planificación Eléctrica, 2012.
[2]
Autoridad Reguladora de Servicios Públicos, "Norma AR-NTCVS-2002 ''Calidad
del Voltaje de Suministro"," [Online]. Available: http://www.aresep.go.cr/docs/02DEN-2002N_RRG-2441-NORMA_Voltaje.pdf.
[3]
W. E. a. S. H. M. Behnke, Secondary Network Distribution Systems Background
and Issues Related to the Interconnection of Distributed Resources, 1617 Cole
Boulevard, Golden, Colorado: National Technical Information Service, 2005.
[4]
R. Rodríguez Chaves, Mapas Recursos Renovables, rrodriguez@ice.go.cr.
[5]
M. Ing. Alexandra Arias, "Informe año 2012, Plan Piloto Generación Distribuida
para Autoconsumo," Instituto Costarricense de Eléctricidad, San José, Diciembre
2012.
[6]
M. F. Mora, Análisis de la integración de aerogeneradores de baja potencia a redes
de distribución en Costa Rica, San José: Universidad de Costa Rica, 2012.
[7]
I. S. C. C. 21, "IEEE Application Guide for IEEE 1547, IEEE Standard for
Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems," no. IEEE
Unapproved Draft Std P1547.2/D11, Sept 2008 .
[8]
I. S. C. C. 21, ''IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with
162
Electric Power Systems'', New York : The Institute of Electrical and Electronics
Engineers, Inc., 2003.
[9]
National Electrical Manofactures Association, Electric Power Systems and
Equipment-Votage Ratings, ANSI C84.1 1995, National Electrical Manofactures
Association, 1995.
[10]
Cooper Power Systems, "How Step-Voltage regulator Operate," [Online].
Available:
http://www.cooperindustries.com/content/dam/public/powersystems/resources/libra
ry/225_VoltageRegulators/77006.pdf.
[11]
M. B. Salles, K. Hameyer, J. R. Cardoso, A. P. Grilo and C. Rohmann, "Crowbar
System in Doubly Fed Induction Wind Generators," [Online]. Available:
www.mdpi.com/1996-1073/3/4/738/pdf.
[12]
R. A. Walling, "Application of Direct Transfer Trip for Prevention of DG
Islanding," Power and Energy Society General Meeting, 2011 IEEE.
[13]
W. Gish, Ferroresonance and loading relationships for DSG, Nueva York: IEEE
Press, 1987.
163
6 ANEXOS
ANEXOS:
-
ANEXO A: ACUERDO DE INTERCONEXIÓN, PLAN
PILOTO DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA
-
ANEXO B: ESPECIFICACIONES TECNICAS, PLAN
PILOTO DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA
-
ANEXO C: CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO Y
REACTIVA DEL GENERADOR VS TIEMPO
-
ANEXO
D:
MITIGACIÓN
PROTECCIONES
DE
ASUNTOS
DE
A. ACUERDO DE INTERCONEXIÓN
PLAN PILOTO GENERACION DISTRIBUIDA
PARA AUTOCONSUMO
ACUERDO DE INTERCONEXION
Entre nosotros, _______________________, mayor, (estado civil)_____________,
profesión___________, cédula de identidad número ____________________, vecino de
_____________________, en mi condición de JEFE DE LA AGENCIA DE_____________
con facultades de _____________________ del INSTITUTO COSTARRICENSE DE
ELECTRICIDAD, entidad autónoma domiciliada en San José, con cédula jurídica número
cuatro –cero cero cero- cero cuatro dos uno tres nueve, según personería inscrita en la
Sección de Personas del Registro Público, al Tomo quinientos setenta y cuatro, Asiento
Noventa y cinco mil doscientos cuarenta y ocho, consecutivo uno, secuencia 4, en
adelante denominado “El ICE”, y (nombre)___________________, mayor, (estado civil),
___________, cédula de identidad número ______________, en su calidad de
participante en el Plan Piloto de Generación Distribuida para Autoconsumo, en adelante
llamado El Cliente, acordamos firmar el presente Acuerdo de Interconexión, para el
servicio eléctrico N°____________ el cual se regirá por los antecedentes y cláusulas
siguientes:
1 OBJETIVO
El presente Acuerdo de Interconexión (el Acuerdo) se enmarca dentro del Plan Piloto de
Generación Distribuida para Autoconsumo (el Plan) del ICE, elaborado para facilitar y
estimular que sus clientes puedan generar para su propio consumo parte de sus
necesidades de energía eléctrica, instalando sistemas de generación distribuida, basados
en fuentes limpias y renovables y que operan conectados en paralelo a la red eléctrica.
El objetivo del Plan es acelerar la instalación de este tipo de sistemas y obtener
información sobre las tecnologías y su impacto en la red pública, con el propósito de
diseñar y poner en práctica normativas eficaces de largo plazo.
El Acuerdo está conformado por el presente documento y las siguientes secciones
independientes del Plan:
Solicitud de participación
Especificaciones técnicas
Procedimiento de instalación
El servicio eléctrico donde se instalará el sistema de generación para autoconsumo debe
estar a nombre del Cliente que suscribe el Acuerdo.
2 ALCANCE
Los presentes términos, condiciones y especificaciones técnicas se aplican a aquellos
clientes finales del ICE-Distribución o ICE-Alta Tensión que deseen invertir por su cuenta
en pequeños sistemas de generación para generar parcial o totalmente la energía
eléctrica que consumen y que soliciten participar en el Plan Piloto de Generación
Distribuida para Autoconsumo.
1
PLAN PILOTO GENERACION DISTRIBUIDA
PARA AUTOCONSUMO
ACUERDO DE INTERCONEXION
Los sistemas de generación estarán basados en fuentes renovables y operarán en
paralelo con la red eléctrica del ICE. Las fuentes cubiertas por este Acuerdo son la solar,
la biomasa, la eólica y la hidroelectricidad, así como las aplicaciones de cogeneración de
electricidad y calor.
El ICE podrá incluir otras fuentes que dese estimular durante la vida de este plan piloto.
La utilización de las fuerzas del agua está condicionada a la obtención de la
correspondiente concesión de aprovechamiento.
3 DEFINICIONES
3.1 Cliente
Consumidor final de energía asociado a una conexión de servicio eléctrico y que desea
instalar un sistema de generación para su propio consumo.
3.2 Consumo neto
Es la integración en un período de facturación mensual de todos los flujos de energía
entregados por la Empresa al Cliente menos todos los flujos de energía entregados por el
Cliente a la Empresa, para cada uno de los períodos de uso horario que contenga la tarifa
del Cliente. El consumo neto es cero cuando la diferencia es negativa.
3.3 Empresa
Se entenderá por Empresa al ICE; en su calidad de empresa de distribución de
electricidad cuando brinda el servicio público de electricidad al consumidor final.
3.4 Generación neta
Es la integración en un período de facturación mensual de todos los flujos de energía
entregados por el Cliente a la Empresa menos todos los flujos de energía entregados por
la Empresa al Cliente, para cada uno de los períodos de uso horario que contenga la tarifa
del Cliente. La generación neta es cero cuando la diferencia es negativa.
3.5 Punto de conexión del servicio eléctrico
Es el punto donde se une la red de la Empresa con la instalación del Cliente. Corresponde
al lado de carga del medidor de la Empresa.
3.6 SGCR
Un Sistema de Generación Conectado a la Red (SGCR) es un equipo de generación
conectado dentro de la instalación eléctrica de un particular, y cuyo propósito principal es
abastecer parcial o totalmente las necesidades de energía eléctrica de esa instalación. A
través de la instalación eléctrica del particular, el SGCR funciona conectado en paralelo a
la red eléctrica pública.
2
PLAN PILOTO GENERACION DISTRIBUIDA
PARA AUTOCONSUMO
ACUERDO DE INTERCONEXION
4 CONDICIONES GENERALES DE SEGURIDAD
4.1 Desconexión automática de seguridad
El SGCR debe desconectarse en forma segura y automática de la red cuando se
presenten problemas de voltaje, frecuencia o falta de energía eléctrica de la Empresa.
4.2 Interruptor manual
El SGCR se instalará con un interruptor manual del tipo rompe carga visible, que
proporcione un punto de separación entre el SGCR y cualquier alambrado del Cliente
conectado al sistema de la Empresa.
4.3 Protecciones
El SGCR y la instalación del Cliente deben estar debidamente protegidas para soportar
las condiciones normales y anormales de la operación de las redes de la Empresa, sin
sufrir daños o producir condiciones que pongan en peligro la seguridad de las
instalaciones del Cliente o de la Empresa.
5 PUNTO DE CONEXION DEL SGCR
Respecto al punto de medición, el SGCR se conectará siempre del lado de la instalación
eléctrica del Cliente.
6 TARIFA
El Cliente con un SGCR seguirá siendo servido como un cliente regulado de la Empresa.
Las opciones de selección de tarifas para el Cliente serán las mismas que tendría un
cliente sin autoconsumo con el mismo perfil de consumo.
7 MEDICION PARA FACTURACION
La Empresa proveerá en el punto de conexión del servicio eléctrico, sin costo para el
Cliente, los medidores necesarios y adecuados para contabilizar los flujos de la energía
eléctrica en las dos direcciones, en el sentido hacia el Cliente y en el sentido hacia la
Empresa, y que sean compatibles con el tipo de tarifa eléctrica que tiene el Cliente.
El consumo neto en cada período mensual de facturación será la diferencia entre la
lectura final e inicial de un medidor bidireccional, o las diferencias entre el registro del mes
del medidor de entrada y la del medidor de salida para cada uno de los períodos de uso
horario que apliquen.
3
PLAN PILOTO GENERACION DISTRIBUIDA
PARA AUTOCONSUMO
ACUERDO DE INTERCONEXION
Cuando la diferencia de lecturas arroje un valor negativo, el consumo neto es cero y hay
una generación neta.
8 FACTURACION
La Empresa facturará mensualmente al Cliente los cargos que correspondan según la
tarifa usada. La cantidad de kWh a pagar será igual al consumo neto del mes menos la
aplicación de los créditos que el Cliente pueda tener por concepto de generación neta de
otros períodos mensuales.
Cuando en un mes el Cliente tenga una generación neta, la energía entregada a la red
será reconocida y acumulada como un crédito en kWh para compensar la energía
demandada como consumo neto en los meses subsiguientes según sea necesario y hasta
agotar los créditos disponibles.
Si el Cliente tiene una tarifa de uso horario, la generación neta en un mes en un período
de uso horario se usará para compensar el consumo neto de energía en los otros
períodos de uso horario del mismo mes, y el excedente sin usar pasa como crédito para
los meses subsiguientes. Para compensar el consumo en un período de uso horario con
un excedente o crédito de kWh de otro período de uso horario, se ajustará la cantidad de
kWh por la relación de precios de la energía de los dos períodos de uso horario. Para este
ajuste se usará la tarifa vigente en el período de facturación donde se están aplicando los
créditos.
Los créditos se usarán para reducir o eliminar la cantidad de kWh a pagar en un período
de facturación. No se reconocerá ningún tipo de crédito por la potencia entregada a la red
cuando hay generación excedente. Tampoco se reconocerá ningún crédito para reducir o
eliminar los cargos fijos o mínimos que pueda tener la tarifa del Cliente.
Los créditos de kWh por generación neta se acumularán en períodos anuales. En la
facturación del mes de noviembre de cada año, se elimina cualquier crédito no usado
hasta la fecha y el saldo de la cuenta de créditos del nuevo período anual iniciará en cero.
La Empresa bajo ninguna condición pagará suma alguna al Cliente por los créditos de
kWh de generación neta. Estos créditos solamente servirán para compensar las
demandas de energía del Cliente dentro del período anual del crédito.
Si el Acuerdo se termina por cualquier razón se extingue automáticamente cualquier
crédito remanente y el Cliente no recibirá ninguna compensación por ello.
4
PLAN PILOTO GENERACION DISTRIBUIDA
PARA AUTOCONSUMO
ACUERDO DE INTERCONEXION
9 RESPONSABILIDAD DE LA OPERACION Y MANTENIMIENTO
El Cliente tiene la total responsabilidad de operar, mantener y reparar el SGCR como sea
requerido para asegurar que cumple todo el tiempo con los estándares de interconexión
para los cuales fue certificado por el diseñador y fabricante y aprobado por la Empresa.
La Empresa tiene derecho a efectuar inspecciones y pruebas presenciales para verificar
el buen estado de las instalaciones y el funcionamiento seguro del SGCR, para lo cual
coordinará de previo con el Cliente.
10 PERMISOS
El Cliente tiene la total responsabilidad de gestionar y obtener todos los permisos y
autorizaciones que legalmente sean aplicables para construir y operar el SGCR. Si el
sistema de generación es hidroeléctrico, el Cliente deberá contar con la concesión de
agua respectiva y los permisos ligados a esta concesión.
11 ACCESO A LAS INSTALACIONES
El Cliente se obliga a permitir y facilitar el acceso de la Empresa a su instalación eléctrica
y al SGCR, para la ejecución de pruebas de seguridad y calidad, previa notificación con
razonable anticipación.
12 PROPIEDAD DE LOS SGCR Y BENEFICIOS ASOCIADOS
Los equipos que forman parte del SGCR serán propiedad del Cliente, ya que la inversión
para la adquisición e instalación de estos equipos es realizada por el Cliente. Los
beneficios asociados, tales como eventuales créditos de carbono, pertenecen al Cliente.
13 ACCESO A LA INFORMACION Y COMUNICACIONES
13.1 Información compartida
El Cliente colaborará, dentro de sus posibilidades y su conocimiento, a brindar
información no confidencial sobre costos de inversión y costos de operación de su SGCR,
o cualquier otra que pueda ser interesante para los propósitos de los estudios del Plan
Piloto, si la Empresa se lo solicita. La Empresa podrá publicar esta información, siempre y
cuando se presente en forma agregada con la de otros Clientes, de tal manera que no sea
posible individualizar la información particular del Cliente.
13.2 Medición de la generación
Dentro de los propósitos experimentales del presente Plan Piloto, el Cliente permitirá a la
Empresa tener acceso a los registros de generación del SGCR. Cuando lo estime
conveniente, la Empresa podrá también instalar equipos de su propiedad para medir la
generación del SGCR.
5
PLAN PILOTO GENERACION DISTRIBUIDA
PARA AUTOCONSUMO
ACUERDO DE INTERCONEXION
El costo de los equipos de medición de la Empresa y su lectura será cubierto enteramente
por la misma.
El Cliente se compromete a facilitar un espacio apropiado para montar los equipos de
medición y conectarlos al SGCR.
Estas mediciones son para estudios del Plan y no se usarán para ningún propósito de
facturación.
13.3 Comunicaciones entre el Cliente y la Empresa
Durante la vigencia de este Acuerdo, el Cliente se compromete a mantener actualizada
una dirección de correo electrónico para enviar y recibir todo tipo de comunicación relativa
al Acuerdo e información complementaria de la facturación.
14 CONDICIONES TECNICAS
Las condiciones técnicas que deben cumplir los equipos del SGCR y su instalación son
enumeradas en el documento “Especificaciones técnicas de sistemas de generación para
autoconsumo”.
15 PROCEDIMIENTO
El procedimiento para solicitar, instalar y operar un SGCR bajo el presente Plan se indica
en el documento “Procedimiento para la instalación de sistema de generación para
autoconsumo”.
16 DESCONEXION TEMPORAL
La Empresa puede desconectar temporalmente o solicitar al Cliente la desconexión del
SGCR bajo las siguientes condiciones:
a) Para mantenimientos programados de su red.
b) Para mantenimientos no programados o condiciones de emergencia de su red.
c) Por mal funcionamiento del SGCR que afecte la calidad o seguridad de las redes
de la Empresa.
La Empresa deberá informar al Cliente con anticipación de cualquier desconexión
programada, y avisar tan pronto sea razonable después de desconexiones no
programadas. Si la desconexión fue motivada por mal funcionamiento del SGCR, la
Empresa notificará al Cliente las razones que motivaron la desconexión.
6
PLAN PILOTO GENERACION DISTRIBUIDA
PARA AUTOCONSUMO
ACUERDO DE INTERCONEXION
Tan pronto desaparezcan las causas externas, o el Cliente remedie los defectos en el
SGCR que motivaron la desconexión temporal, la Empresa permitirá al Cliente restablecer
la conexión.
17 RECLAMOS E INDEMNIZACIONES
El Cliente es el único responsable de la operación segura, bajo cualquier condición, del
SGCR que instale. El Cliente libera a la Empresa de todo reclamo e indemnización por
daños a la propiedad o a personas, provocados por la instalación eléctrica del Cliente, aún
cuando sean consecuencia directa de eventos anormales y excepcionales de la red de la
Empresa, excepto en aquellos casos donde la pérdida ocurra como consecuencia directa
de la acción negligente de la Empresa o de sus empleados.
18 TRANSFERENCIA DEL ACUERDO
Este Acuerdo sobrevivirá el cambio del titular de la conexión de servicio eléctrico donde
está conectado el SGCR, si el nuevo titular expresa por escrito a la Empresa su deseo de
continuar con él y de cumplir con sus términos y condiciones.
19 DURACION DEL ACUERDO
Este Acuerdo tiene una duración de 15 años a partir de la fecha de su firma.
20 TERMINACION ANTICIPADA
El Acuerdo para operar en paralelo el SGCR puede ser terminado anticipadamente bajo
las siguientes condiciones:
a) Por decisión del Cliente, comunicada por escrito a la Empresa.
b) Por decisión de la Empresa, si el Cliente no corrige oportunamente una violación a
este Acuerdo.
c) Cuando el Cliente deja de ser atendido por la Empresa por cancelación de la
conexión de servicio eléctrico.
21 DESCONEXION PERMANENTE
En el evento que este Acuerdo sea terminado por cualquiera que sea la razón, la
Empresa tiene el derecho de desconectar permanentemente el dispositivo de
desconexión manual u ordenar al Cliente la desconexión del SGCR.
7
PLAN PILOTO GENERACION DISTRIBUIDA
PARA AUTOCONSUMO
ACUERDO DE INTERCONEXION
22 PROHIBICION DE CONEXION SIN AUTORIZACION
Se prohíbe la operación de cualquier sistema de generación conectado en paralelo a la
red pública sin la autorización de la Empresa.
23 ESTIMACIÓN
Para los efectos fiscales, el presente Acuerdo, por su naturaleza es de cuantía
inestimable.
En lo anterior, firmamos en la ciudad de _________________, a los _______________
días del mes de ___________________del año____________.
________________________________
ICE
________________________
Cliente
Este documento debe completarse con la información solicitada y ser entregado en
cualquier agencia del ICE y presentar su cédula en el acto de formalizar este acuerdo.
8
B. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
PLAN PILOTO GENERACION DISTRIBUIDA
PARA AUTOCONSUMO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
1 ALCANCE
Las presentes especificaciones técnicas se aplican para los equipos y las instalaciones
eléctricas de los sistemas de generación para autoconsumo, conectados en paralelo con
la red eléctrica de servicio público. Forman parte del Acuerdo de Interconexión de
Sistemas de Generación para Autoconsumo, que se promueve dentro Plan Piloto de
Generación Distribuida para Autoconsumo (PPGDA).
2 PROPÓSITO DE ESTAS ESPECIFICACIONES
El propósito de las presentes especificaciones es establecer los requerimientos técnicos
mínimos para que un Cliente pueda instalar y operar un Sistema de Generación
Conectado a la Red (SGCR).
3 CAPACIDAD MAXIMA DEL SGCR
La potencia máxima del SGCR no podrá ser mayor que la capacidad de diseño del
sistema eléctrico del Cliente.
4 NORMAS, ESTANDARES Y PRUEBAS
Los sistemas de generación propuestos por el Cliente, sin importar su tipo o capacidad,
deben sujetarse a las normas y estándares que correspondan para equipos conectados
en paralelo a la red.
El SGCR debe satisfacer el estándar IEEE 1547 (Estándares para interconexión de
sistemas distribuidos), vigente un año antes de la presentación de la Solicitud o una
revisión más reciente.
Los paneles fotovoltaicos instalados deberán cumplir la norma UL 1703 (Inversores,
convertidores y equipos para sistemas de interconexión para uso generación distribuida).
Las instalaciones deben estar de acuerdo con el National Electric Code (NEC) 2008 del
National Fire Protection Association (NFPA), o su versión vigente en Costa Rica un año
antes de presentación de la Solicitud o una versión nacional más reciente.
De manera paralela los sistemas deberán cumplir la normativa de ARESEP, a saber:
AR-NTCVS: Calidad del Voltaje de suministro
AR-NTCON: Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de
AR-NTCSE: Calidad de la Continuidad del Suministro Eléctrico
AR-NTACO: Instalación y Equipamiento de Acometidas
Energía Eléctrica
1
PLAN PILOTO GENERACION DISTRIBUIDA
PARA AUTOCONSUMO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
La Empresa indicará al Cliente las indicaciones adicionales, si las hay, que exigirá para
autorizar la conexión en paralelo del SGCR propuesto, atendiendo las condiciones
específicas y particulares del sistema SGCR, de la instalación del Cliente y de la red en la
zona donde operará.
El Cliente deberá demostrar que su equipo y el diseño de la instalación propuesta
cumplen con las normas que se exigen. La Empresa podrá solicitar al Cliente la
realización de pruebas para documentar esta demostración. El costo de las pruebas será
cubierto por el Cliente a menos que la Empresa indique otra cosa.
La Empresa podrá inspeccionar la instalación del SGCR antes y después de autorizar su
operación.
Si el sistema de generación está basado en inversores con potencia igual o menor a 10
kW, y está certificado por laboratorios reconocidos que cumple con las normas UL 1741 y
IEEE 1547, no requerirá demostraciones o pruebas adicionales para ser aprobado por la
Empresa y se seguirá un procedimiento de revisión y aprobación abreviado.
5 INTERRUPTOR EXTERNO
Todo SGCR se instalará con un interruptor manual del tipo rompe carga visible, que
proporcione un punto de separación entre el SGCR y cualquier alambrado del Cliente
conectado al sistema de la Empresa. El dispositivo de desconexión deberá tener
capacidad para ser bloqueado en la posición de abierto por medio de un candado o medio
similar.
La Empresa podrá exigir al Cliente la instalación de este interruptor en un punto
fácilmente accesible para la Empresa.
En los sistemas basados en inversores de 10 kW o menos no se pedirá la instalación de
este interruptor en la parte externa de las instalaciones.
2
C. CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO Y
REACTIVA DEL GENERADOR VS TIEMPO
Authorized licensed use limited to: University of Texas at Austin. Downloaded on August 27, 2009 at 17:34 from IEEE Xplore. Restrictions apply.
0.035 s
1.50 s
1 p.u.
Voltage
5
I"
3.333333333
I'
0.666666667
I
0.295 (p.u., same base)
T"
T'
X"
X'
X
4.16
1000
5.282
1.798
9.500
System faults:
51 V operating I (amperes)
51 V pickup I multiplier
51 V effective multipliers of p.u.
5.044
1.883
9.500
49
4.564 4.470 4.258 4.064 3.700 3.370
2.081 2.125 2.231 2.337 2.568 2.819
9.500 9.500 9.500 9.500 9.500 9.500
138.78612
50.0
35.0
1.00
2.945
3.225
9.500
2.069
4.000
8.277
1.727
4.000
6.906
1.566
4.000
6.265
1.549
4.000
6.194
1.546
4.000
6.186
10.000 20.000 30.000 50.000 70.000 100.000 200.000 300.000 500.000 700.000 1000.000
3.067 2.802 2.577 2.197 1.892 1.545 0.956 0.762 0.677 0.668
0.667
0.326 0.357 0.388 0.455 0.529 0.647 1.046 1.313 1.477 1.497
1.500
0.167 0.333 0.500 0.833 1.167 1.667 3.333 5.000 8.333 11.667 16.667
0.621 0.652 0.683 0.750 0.824 0.942 1.341 1.608 1.772 1.792
1.795
1.610 1.534 1.464 1.333 1.214 1.061 0.745 0.622 0.564 0.558
0.557
0.475 0.453 0.432 0.393 0.358 0.313 0.220 0.183 0.166 0.165
0.164
0.295 0.295 0.295 0.295 0.295 0.295 0.295 0.295 0.295 0.295
0.295
0.2 p.u.
0.3 p.u.
1.5 p.u.
Copyright © 2009 IEEE. All rights reserved.
4.875 4.672
1.948 2.033
9.500 9.500
Generator base I
Generator CT ratio
Generator PT ratio
51V relay tap
I(t) = (I" – I')e^(–t/T") + (I' – I)e^(–t/T') + I
All in p.u. on same base as generator reactances
1.000
2.000
3.000 5.000
7.000
4.339
3.918
3.645 3.343
3.193
0.230
0.255
0.274 0.299
0.313
0.017
0.033
0.050 0.083
0.117
0.525
0.550
0.569 0.594
0.608
1.903
1.817
1.756 1.683
1.644
0.561
0.536
0.518 0.497
0.485
0.295
0.295
0.295 0.295
0.295
Generator kV base:
Generator kVA base
Equation:
Results:
Time (cycles)
I(t)
Equiv X
Seconds
Total X (system faults)
Total I (system faults)
Gen term volts (p.u.)
Gen term apparent Z
System X from generator terminals:
For system faults (radial system)
Constants:
Table 6 —Generator short-circuit current and reactance versus time
IEEE Std 1547.2-2008
IEEE Application Guide for IEEE Std 1547™, IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources
with Electric Power Systems
D. MITIGACIÓN DE ASUNTOS DE
PROTECCIONES
Anexo F
F.4.1 Mitigación de asuntos de protecciones
Entre los posibles ejemplos de medidas para hacer frente a las preocupaciones de protección del
sistema son los siguientes:
Fusibles del circuito intermedio entre el sitio de generador y la subestación fuente puede
ser reemplazado con dispositivos interrumpir trifásico tales como reconectadores de línea
automático.
Los dispositivos de protección del sistema de distribución pueden necesitar ser
modificados para incluir características de protección direccional o ser sustituidos con
dispositivos de protección con características direccionales.
Un disparo del circuito fuente puede enviar un disparo desde la subestación fuente al
generador, para resolver uno o más de los problemas de protección los disparos por
transferencia requieren un canal de comunicación fiable.
Si la protección de los generadores local es incapaz de detectar una condición de
isla, se puede instalar un dispositivo de disparo de transferencia que viaje hacia el
generador.
Si se puede dar una condición de falla de sobre voltaje después de que una
protección líneas arriba abre, se puede instalar una disparo de transferencia que
viaje hacia el generador. El tiempo que tarda la comunicación del disparo, más el
tiempo que dura el RD en interrumpirse debe ser comparado con el tiempo de los
dispositivos de disparo de las protecciones líneas . Es posible que los el dispositivo
líneas arriba se interrumpan antes que el RD, pueden existir condiciones de
sobretensión por un período. Un retraso de la operación del dispositivo líneas
arriba puede resolver esta brecha. El interruptor de auto-reconexión de la línea
fuente de la subestación y los interruptores de reconexión automática de una
línea intermedia pueden ser controlado de tal manera que el re cierre se llevará a
cabo sólo si el generador de líneas abajo se ha disparado.
Reconocimiento automático de apertura de interruptor del generador por medio
de canal de disparo por transferencia o sensores trifásicos de voltajes líneas abajo
pueden ser usados para esta supervisión de recierre.
Los esquemas de protección de la subestación pueden ser modificados para incluir
disparos en las terminales alimentadoras de los interruptores en los circuitos que tengan
generadores interconectados.
F.4.2 Mitigación de asuntos de funcionamiento de régimen permanente.
Se puede incluir en estos casos, violaciones de límites de voltaje, sobrecarga de equipos y
interacciones de control de voltaje adversas. Algunos métodos de mitigación son los siguientes:
Adicionar segmentos de alimentadores de recableado o actualización de transformadores
de subestación para eliminar violaciones de sobrecarga o sobre voltaje.
Mover los RD a puntos más cercanos de la subestación.
Remplazar los transformadores controlados por temperatura o por tiempo, con controles
locales de voltaje, de corriente o de potencia reactiva. El despacho centralizado de
capacitores también es viable con adecuados sistemas de comunicación.
Modificar los ajustes de los reguladores de voltaje o proveer reguladores de voltaje
diseñados para operar adecuadamente con flujos de potencia inversos par que operen
correctamente en presencia del RD.
F.4.3 Mitigación de asuntos de la calidad de la energía
Si se identifica harmónicas excesivas o contribución de pestañeo por parte de los RD o daños en
equipos por transientes o sobre voltajes temporales, se puede mitigar de la siguiente manera:
Se puede considerar el uso de filtros para harmónicos.
Puede ayudar colocar los RD más cerca de las subestaciones puede ayudar.
Para sobretensiones temporales, se debe incrementar los niveles de los rangos de los
supresores de transientes de tensión respecto a su nivel normal para mantener márgenes
adecuados de aislamiento de las protecciones. Se puede también considerar un cambio en
los tipos de conexión de los transformadores o utilizar transformadores con tierras
suplementarias .
El pestañeo en la tensión puede ser mitigado con compensación de reactivo por medio de
equipos de respuesta dinámica.
F.4.4 Mitigación de asuntos relacionados con la estabilidad
Incluye en este caso, perdida de sincronización, desviación excesiva de transientes de voltaje,
desviación excesiva de transientes de frecuencia, oscilaciones subamortiguadas de voltaje,
corriente, frecuencia, potencia y torque).
Una forma de mitigar posible, es utilizar esquemas de protección que limpien o aíslen la falla antes
de que el sistema se vuelva inestable. El tiempo crítico para limpiar la falla o dar aislamiento al
dispositivo, se debe de tomar en consideración por parte de los ingenieros a cargo del RD en lo
que son los planes de implementación del sistema.
Al nivel de las máquinas, se debe incluir sistemas para la estabilidad de la potencia, cambios en la
inercia del RD y usar gobernadores y exitadores más agresivos. En cuanto a los RD, el control
principal del generador, la exitación y el gobernador, deben ser integrados y no discretos y con
instalación externa e intercambiable.
