Protección Direccional para Redes de Distribución con Generación Distribuida

La tendencia mundial hacia los sistemas de generación distribuida en redes de media tensión, plantea nuevos desafíos para los sistemas de protección dadas las reales posibilidades de tener flujos de energía bidireccional.

Si bien la protección direccional no es un concepto nuevo, en el escenario actual cobra un grado de complejidad adicional en comparación con los esquemas de protección tradicionales basados en la magnitud. Este artículo cubre conceptos subyacentes para ayudar a comprender los aspectos a considerar en la protección direccional y sus aplicaciones.

Según el Director General de NOJA Power, Neil O’Sullivan «Las redes de distribución con una alta penetración de fuentes de energía renovable tipo solar a menudo funcionan con flujo de energía hacia la subestación durante el día y cambian de flujo durante la noche». «Este fenómeno se está volviendo cada vez más común y requiere de la implementación de protección direccional en todos los dispositivos instalados en los alimentadores para conseguir la correcta detección de fallas y coordinación de las protecciones».

Sobrecorriente Direccional

La dirección de la corriente en una línea se obtiene del cálculo de la diferencia angular entre dicha corriente y la tensión de línea. En términos simples, si los vectores de voltaje y corriente en la línea apuntan de la misma dirección, podemos hablar de sentido directo (forward), y si apuntan en direcciones opuestas hablamos de sentido inverso (reverse).

Una práctica común de los dispositivos de protección electrónicos es convertir las corrientes y voltajes de fase medidos en componentes de secuencia (positiva, negativa y cero). Luego, la dirección de la corriente de fase se calcula a partir de la diferencia angular entre la componente de secuencia positiva de voltaje y la secuencia positiva de corriente.

Considerando el esquema de la figura 1, durante una condición de falla podrían generarse corrientes en sentido directo o inverso desde el punto de vista de un equipo de protección (por ej.,un reconectador) ubicado en la mitad de la línea.

Figura 1 – Esquema de una red de distribución con dos fuentes de generación

En primer lugar, tomado la condición más simple, que sería asumir que la línea se comporta como una resistencia, se pueden calcular las magnitudes del voltaje y corriente de secuencia positiva, según se muestra en la figura 2 y 3.

Figura 2 y 3, Componentes directa e inversa para una falla puramente resistiva

A partir del esquema de la figura 1, consideraremos la Falla A como una falla directa o hacia adelante. El ángulo de falla entonces entre V1 e I1 sería de aproximadamente 0 grados. Para el caso de una falla inversa (Falla B), la diferencia sería de aproximadamente 180 grados.

Comúnmente, el rango del ángulo de falla va desde +/- 90 grados para el «caso más adelantado/ atrasado». En este caso, un ángulo característico (RCA) de 0 grados indicaría que una falla se detectaría hacia adelante si está en el rango de -90 a +90 grados, y sería reversa para cualquier otro caso.

Figura 4: Zona de operación para un RCA de 0 grados

Pero, ¿por qué es importante un rango de ángulos tan grande para una falla directa?

En la realidad una red de distribución no es puramente resistiva, y la razón de cambio angular entre el voltaje y la corriente depende de la relación entre la componente reactiva y resistiva de la red, es decir, los valores de X/R. Esta relación depende de la sección de los cables de la red de distribución, distancia de falla desde la cabecera del alimentador, impedancia de falla, etc.

Cuando observamos el diagrama vectorial durante una falla, los valores de resistencia están a lo largo del eje horizontal, y los valores reactivos están a lo largo del vertical. Cuanta más reactancia (capacitiva o inductiva), más se alejan los vectores del eje horizontal.

Por la anterior razón, se debe establecer un rango de operación, que permite detectar y operar adecuadamente frente a todos los casos de fallas directas, y rechazar todos los casos de fallas inversas (y viceversa).

En la siguiente tabla se muestra algunos valores comparativos entre dos conductores de aluminio.

Característica Aluminio 95mm2  Aluminio 240mm2 
Resistencia 0.31 Ω/km 0.12 Ω/km
Reactancia 0.15 Ω/km 0.3 Ω/km
Razón X/R 0.48 2.5

Es importante observar que para relaciones X/R inferiores a 1, cuanto más largo es el cable del alimentador, presenta más resistencia. Es decir, si la falla es lejana al dispositivo de operación (por ej., un reconectador), más cercana será la diferencia angular entre el vector de voltaje y corriente.
Para relaciones X/R superiores a 1, cuanto más largo es el cable, presenta más reactancia. Por tanto, cuanto más lejana es la falla al dispositivo de operación, mayor será la diferencia angular entre el voltaje y la corriente.
En otras palabras, dependiendo de la sección del cable del alimentador, la diferencia angular será divergente o convergente debido a la relación entre X y R. La Figura 5 muestra vectores de corriente cualitativos basados en la relación X y R.

Figura 5: Diferentes corrientes resultantes basadas en la relación X/R

En resumen, la reactancia de la red de distribución es la razón por la cual la sobrecorriente direccional tiene un «ángulo característico» o » ángulo de torque» (término heredado de las protecciones electromecánicas). Es posible suponer que si el ángulo en “dirección directa” se desplaza en función de la reactancia, entonces ocurrirá una desviación similar en la “dirección inversa”. Por ejemplo, la configuración de sobreintensidad direccional para un ángulo de torque de 60 grados, asume que la red es bastante reactiva, con rangos operativos resultantes de 150 grados a -30 grados para operación directa o hacia adelante.

Los equipos NOJA Power permiten implementaciones de protección direccional en cualquier condición de red y tipo de falla. Información adicional en comulsa@comulsa.cl

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