Método de localización de fallas basado en impedancia aparente para sistemas de distribución con generación distribuida

• Autores: César A. Orozco Henao, Juan José Mora Flórez, Sandra Milena Pérez Londoño
• Localización: Ingeniare: Revista Chilena de Ingeniería, ISSN-e 0718-3305, ISSN 0718-3291, Vol. 23, Nº. 3, 2015, págs. 348-360
• Idioma: español
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    La metodología propuesta en este artículo resuelve, de manera sencilla, el problema de localización de fallas en sistemas de distribución con generación distribuida (GD). Su practicidad radica en la estimación de las corrientes que alimentan la falla a partir de las mediciones de tensiones y corrientes registradas en la subestación y en el nodo donde se encuentra la GD, esto evita la utilización de los parámetros y el modelado de los generadores, que para la mayoría de los casos no están disponibles. A su vez, la utilización de las medidas registradas en los centros de generación del sistema permite considerar cualquier variación presente en los estados de falla y prefalla. La propuesta presentada en este artículo consiste en un método de localización de fallas basado en la estimación de la impedancia, que considera el efecto de la generación distribuida y la variación de la corriente de carga, a partir de las mediciones de tensiones y corrientes registradas en los centros de generación. La metodología propuesta se valida en el sistema IEEE 34 nodos, el que se modifica conectando un nuevo generador en el radial más largo.

    En este nuevo sistema se simulan fallas monofásicas, bifásicas y trifásicas, considerando resistencias de falla entre 0O y 40O y contribución de generación distribuida entre 5% y 50%. Los resultados obtenidos son superficies de desempeño, estas presentan errores de estimación inferiores a 2%.

  • English

    This work aims to solve the problem of fault location considering distributed generation (DG). As one of most relevant characteristics of this proposed method, the fault current is estimated using the measurements of voltage and current obtained at the power substation and at the node where the DG is placed. These last measurements avoid the effort of using an electrical model to consider the impact of the distributed generator and it also makes possible to take into account their variations in fault state and pre-fault state. This methodology is based on the estimation of the fault impedance, which considers the effect of distributed generation and the variation of load current. The proposal is validated under the IEEE 34-nodes test system, which is modified to connect one generator in the longest radial. Tests are performed considering single phase, phase to phase and three phase faults, and resistances between 0 and 40 ohms and distributed generation contribution between 5% and 50%. The results obtained are performance surfaces, which show errors bellow 2% at the estimation of the fault distance.