CNO - soporte tecnico acuerdo cno 1522 de 2022

Soporte técnico Acuerdo CNO 1522

Revisión Fecha Descripción 0 2020-07-22 Este documento contiene el soporte técnico para definir los requisitos de protecciones de sistemas de generación indicados en el Acuerdo CNO 1322 1 2022-01-19 Este documento se actualiza con el soporte técnico para definir los requisitos de protecciones de sistemas de generación indicados en el Acuerdo 1522

Subcomité de Protecciones

Comité de Operación

Consejo Nacional de Operación2 CONTENIDO Introducción ................................................................................................................................... 4

1. Alcance ..................................................................................................................................... 5

2. Definiciones ............................................................................................................................ 5

3. Sistemas de generación basados en inversores ........................................................ 6 3.1 Desempeño de los IBG durante fallas ................................................................... 8

4. Simulaciones .......................................................................................................................... 9 4.1 Simulaciones EMTP/ATPDraw ................................................................................. 9 4.1.1. Caso 1 ....................................................................................................................... 11 4.1.2. Caso 2 ...................................................................................................................... 12 4.1.3. Caso 3 ...................................................................................................................... 12 4.1.4. Análisis de resultados ........................................................................................ 14 4.2 Simulaciones PSS ....................................................................................................... 14 4.2.1. Caso 1 ....................................................................................................................... 15 4.2.2. Caso 2 ...................................................................................................................... 15 4.2.3. Caso 3 ...................................................................................................................... 16 4.2.4. Caso 4 ..................................................................................................................... 16 4.2.5. Análisis de resultados ........................................................................................ 17

5. Requerimientos de los sistemas de protección ...................................................... 17 5.1 Protección principal y respaldo ............................................................................. 18

4.2.4. Caso 4 ..................................................................................................................... 16 4.2.5. Análisis de resultados ........................................................................................ 17

5. Requerimientos de los sistemas de protección ...................................................... 17 5.1 Protección principal y respaldo ............................................................................. 18 5.1.1. Características de las funciones de protección ........................................... 20 5.2 Protección Anti-isla. ................................................................................................... 24 5.2.1. Tipos de anti-isla ................................................................................................. 26 5.2.2. Coordinación protección anti-isla y recierre: ............................................ 29 5.2.3. Estudios de la protección anti-isla: ............................................................... 303 5.3 Transformadores de tensión ................................................................................... 30 5.4 Equipos de interrupción .......................................................................................... 31

6. Resumen de requisitos de protecciones en otras regulaciones ........................ 32

7. Coordinación de protecciones en el SDL ................................................................... 35 7.1.1. Blinding Effect ......................................................................................................... 35 7.1.2. Tripping Effect (Sympathetic Tripping Effect): ........................................ 36 7.1.3. Desplazamiento de la impedancia aparente ........................................... 36 7.2 Estudios de coordinación de protecciones ....................................................... 36 7.2.1. Hydro-Quebec [7] ............................................................................................... 36 7.2.2. Chile [17] ................................................................................................................. 37

8. Conexiones monofásicas de generadores ................................................................. 38

9. Desafíos de los sistemas de protección en el SDL .................................................. 41 9.1 Documento circular 21 de 2019 .............................................................................. 43

10. Conclusiones ........................................................................................................................ 46

11. Referencias ........................................................................................................................... 49

12. ANEXOS .................................................................................................................................. 514

Documento soporte técnico Acuerdo CNO 1522: “Requisitos de protecciones para la conexión de sistemas de generación en

10. Conclusiones ........................................................................................................................ 46

11. Referencias ........................................................................................................................... 49

12. ANEXOS .................................................................................................................................. 514

Documento soporte técnico Acuerdo CNO 1522: “Requisitos de protecciones para la conexión de sistemas de generación en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) colombiano”. Introducción La incursión masiva de sistemas de generación al sistema de distribució n Local (SDL) cambia considerablemente la dinámica de operación de las redes de distribución, al ocasionar la circulación de flujos de potencia bidireccionales, tanto para condiciones normales de operación como de falla. Lo anteriormente mencionado sumado a la incorporación de sistemas de generación basados en inversores (IBG) al Sistema Interconectado Nacio nal (SIN) , tanto a nivel de distribución como de transmisión, requirieron del análisis y definición desde el punto de vista sistémico de los requisitos mínimos de protecciones para estos sistemas de generación, que permitan que el sistema de potencia opere dentro de los rangos establecidos en la regulación vigente y evitar materialización de riesgos en el Sistema Interconectado Nacional. A la fecha1 se han notificado a XM la conexión, entre 2020-2023, de 125 proyectos de generación que suman 1543 MW, de los cuales el 75% corresponde a generadores basados en inversores; para la mayoría de estos proyectos el punto de conexión se encuentra en los niveles de tensión 2 y 3, en el Anexo 1 se presenta la información básica de estos proyectos [1]. Además, se suman a estos nuevos proyectos, la conexión al SDL de generadores distribuidos y autogeneradores de pequeña escala que no son notificados a XM.

la información básica de estos proyectos [1]. Además, se suman a estos nuevos proyectos, la conexión al SDL de generadores distribuidos y autogeneradores de pequeña escala que no son notificados a XM. Con la publicación de las resoluciones CREG 148 de 2021 y CREG 174 de 2021 y considerando la incursión masiva de sistemas de generación al SDL, en especial tipo IBG, se actualizaron en el Acuerdo “Requisitos de protecciones para la conexión de sistemas de generación en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) colombiano”, , los requisitos de protecciones para la conexión segura de sistemas de generación al SIN colombiano considerando las necesidades técnicas de las redes y las experiencias operativas de otros países, tales como:

1. Detección y despeje de fallas.

2. Formación de islas no planeadas.

3. Coordinación de protecciones.

Los requisitos de protecciones contemplados en el Acuerdo CNO 1522 definen los requisitos desde el punto de vista sistémico, por tanto, es importante resaltar que los promotores de proyectos deben garantizar el despeje oportuno de fallas y condiciones anormales de operación en cada uno de los equipos instalados al interior de los sis temas de generación y prevenir que tales fallas trasc iendan al nivel de tensión superior.

1 Listado oficial de entrada de nuevos proyectos notificados a XM al 30 de abril de 2020.5

1. Alcance El presente documento contiene soportes técnicos para los principales requerimientos definidos en el Acuerdo CNO vigente que define los requisitos de protecciones para la conexión de sistemas de generación al SIN colombiano. La información presentada en este documento se basa en referenciamiento

El presente documento contiene soportes técnicos para los principales requerimientos definidos en el Acuerdo CNO vigente que define los requisitos de protecciones para la conexión de sistemas de generación al SIN colombiano. La información presentada en este documento se basa en referenciamiento internacional de los códigos de red de los operadores de Chile, Austrig (Australia), Endesa (España), Hydro-Quebec (Canadá) y Edisson (Estados Unidos), literatura internacional, resultados de simulaciones realizados por operadores de red (OR) en Colombia y XM, regulación colombiana y la experiencia operativa. Las simulaciones presentadas en este documento se enfocan en el impacto de los sistemas de generación basados en inversore s (generadores eólicos tipo 4 y solares). No se incluyen simulaciones p ara l os sistemas de generación con tecnologías síncronas y de inducción en este documento, ya que en la literatura se encuentran ampliamente estudiados y sustentados los impactos de estas tecnologías en los sistemas de potencia que soportan los requisitos técnicos. Este documento presenta las generalidades de los IBG, requisitos de protecciones, resumen de requisitos de protecciones para generadores en otras regulaciones, requisitos de coordinación de protecciones, propuestas de mejoras del SDL y el límite de las conexiones monofásicas en el nivel de tensión 1.

2. Definiciones Bahía de generación : Conjunto de equipos de potencia que se utilizan para conectar un sistema de generación a la barra de una subestación.

Promotor: Persona natural o jurídica que desarrolla un proyecto de generación o autogeneración conectado al SIN.

Protección Anti-isla2 3: Es un esquema de protección que detecta y desconecta, en un periodo corto de tiempo, un sistema de generación cuando se presenta

o autogeneración conectado al SIN. Protección Anti-isla2 3: Es un esquema de protección que detecta y desconecta, en un periodo corto de tiempo, un sistema de generación cuando se presenta apertura del equipo de corte del alimentador principal o se detecta la operación de una isla no intencional en SIN. Punto de conexión (PC): Para sistemas de generación o autogeneración es el definido en la resolución CREG 0 38 del 2014, o aquella que la sustituya o modifique.

2 El estandar IEEE 1547 de 2018 indica que “para islas no intencionales en el cual un recurso de generación distribuido (DER) energice una porción de la red, el DER debe detectar la isla, cesar de energizar y disparar con un retardo máximo de hasta 2 seg”.

3 El desempeño de la función anti-isla se puede ver afectado cuando se presenta un balance cargageneración en la red aislada o cuando se dispongan sistemas de generación conectados en paralelo a un mismo ramal, ya sean de diferente tecnología (inversores, síncronos, inducción, entre otros) o inversores de diferentes fabricantes.6 Punto de conexión eléctrica (PCE): Es el punto de conexión eléctrica de un sistema de generación a una red de distribución o transmisión. El PCE puede coincidir en muchos casos con el PC.

Sistema de generación: Conjunto de generadores y equipos asociados que se instalan con el propósito de producir energía eléctrica. Para el caso de sistemas de generación que compartan activos de conexión, se hace referencia a cada sistema de generación o planta individual que se conecta a una Frontera

Compartida (FC). Sistema de generación basados en inversores : Hace referencia a todas las

de generación que compartan activos de conexión, se hace referencia a cada sistema de generación o planta individual que se conecta a una Frontera Compartida (FC). Sistema de generación basados en inversores : Hace referencia a todas las fuentes de generación basadas en inversores. Dentro de este tipo de sistemas de generación se encuentran los eólicos tipo 4 y fotovoltaicos (PV); también incluyen los sistemas de almacenamiento de energía - baterías. Sistemas de generación embebidos : Hace referencia a los sistemas de generación y sistemas de almacenamiento que no están conectados directamente al nivel de tensión 4 o superior 4, es decir, están conectados en el SDL o niveles de tensión 1, 2 o 3. Estos sistemas de generación pueden exportar potencia activa a niveles de tensión superior. Sistema de generación onduladores o de frecuencia variable: Hace referencia a todas las fuentes de generación asíncronos de doble alimentación que operan en un amplio rango de velocidad variable5. Dentro de este tipo de generación se encuentran los generadores eólicos tipo 3.

3. Sistemas de generación basados en inversores Los sistemas de generación basados en inversores (IBG) están conformados por equipos de electrónica de potencia, típicamente modelados como una fuente de corriente que requiere una referencia de tensión para permanecer energizado al sistema.

En la Figura 1 se presenta el diagrama unifilar de una planta solar fotovoltaica (PV) conectada al nivel de tensión 3 (34.5 kV). Acorde al diagrama unifilar los paneles solares se conectan a los inversores a través de cajas DC y a su vez cada inversor está compuesto por fusibles de protección DC, conversor DC/AC, filtro AC e

solares se conectan a los inversores a través de cajas DC y a su vez cada inversor está compuesto por fusibles de protección DC, conversor DC/AC, filtro AC e interruptor AC; los inversores se conectan a las barras colectoras por medio de transformadores de conexión de media tensión, típicamente (34.5-13.8 kV)/(480660 V), e l conjunto de inversor y transformador se denomina Estación de Conversión de Potencia (ECP).

4 Los sistemas de generación embebidos en el SDL son conocidos en inglés como Distributed Energy Resource – DER.

5 Conocidos en inglés como Double-fed asynchronous generator (DFG).7

Figura 1. Diagrama simplificado de Estación de Conversión de Potencia ECP (inversor + transformador)[2]. Cada ECP se conecta al SDL a través de equipos de corte, tales como: fusibles, seccionadores, reconectadores o interruptores de potencia. Para la conexión del sistema de generación al STR/STN se requiere de un transformador AT/MT y dependiendo de la capacidad es posible que se requieran equipos de compensación en la barra colectora . En la Figura 2 se observan dos inversores conectados en paralelo.

Figura 2. Diagrama simplificado de una Planta Solar PV, inversor y punto de conexión [2]. A modo de ejemplo, en la Figura 3 se presenta el detalle de un inversor referencia SUN 2000-60KTL-M0. En la figura se resalta el interruptor del circuito AC o punto de desconexión AC del inversor con la red.8

Figura 3. Diagrama simplificado de una Planta Solar PV y de inversor Ref SUN2000-60KTL-M0 [3] 3.1 Desempeño de los IBG durante fallas

de desconexión AC del inversor con la red.8

Figura 3. Diagrama simplificado de una Planta Solar PV y de inversor Ref SUN2000-60KTL-M0 [3] 3.1 Desempeño de los IBG durante fallas Los IBG aportan corriente de cortocircuito durante fallas internas del sistema de generación (paneles solares, EPC y equipos de conexión al SDL) y externas al punto de conexión (en la red del OR/TN). Durante las fallas los IBG se caracterizan por aportar bajas corrientes de cortocircuito pico y aportan solo secuencia positiva o pueden incluir un muy bajo aporte de secuencia negativa, presentar alta sensibilidad ante huecos de tensión y generar sobretensiones transitorias, entre otros ; dichas características dependen de la estrategia de control del inversor. A continuación, se detalla el desempeño de los inversores para detectar fallas, según la localización de estas [1]:

• Falla en el lado DC del inversor: Si una falla se presenta en el lado DC, se bloquean (o cierran) las compuertas de los dispositivos de electrónica de potencia de los inversores , cesa la energización en microsegundo s y el

inversor se apaga. Para este tipo de fallas en el lado DC, normalmente el interruptor del lado AC permanece cerrado y no abre.

• Falla en el lado AC del inversor: Si una falla se presenta en el lado AC, las protecciones del inversor pueden operar (sobre/baja tensión o sobrecorriente). Los contactos o interruptores AC se abren físicamente por actuación de las protecciones y , por tal razón, el control del inversor bloquea las compuertas de electrónica de potencia y cesa la energización del inversor en microsegundos.

sobrecorriente). Los contactos o interruptores AC se abren físicamente por actuación de las protecciones y , por tal razón, el control del inversor bloquea las compuertas de electrónica de potencia y cesa la energización del inversor en microsegundos. Acorde a lo indicado, tanto para fallas en el lado DC como en el lado AC, el inversor cesa de inyectar corriente y energizar la red, con y sin apertura de los interruptores en el lado AC (ver Figura 2 y Figura 3). Para el caso de falla s en el lado DC, por tratarse de una falla interna se presenta bloqueo de las compuertas del inversor y el equipo no podrá reconectar se al sistema una vez detecte condiciones seguras de tensión en la red. Para este tipo de fallas, se puede presentar el disparo de cada uno de los inversores o solo un disparo parcial de los9 inversores, según el tipo de falla y las funciones de protección que se operen al detectarla.

4. Simulaciones La incursión de IBG a los sistemas de potencia ha introducido nuevas dinámicas transitorias durante fallas en la red, de manera tal que el comportamiento de las corrientes y tensiones de estos generadores es diferente de las máquinas convencionales (sincrónicas o de inducción).

Varios estudios se han realizado para identificar los efectos en la red y para la detección de fallas por medio de funciones de protección tradicionales en redes con alta penetración de IBG, mostrando un efecto importante en las protecciones de corriente o sobrecorriente, tales como: ANSI 50N, 51N, 67N, 46 & 67Q [4], la cuales no son tan efectivas por los bajos aportes de cortocircuito de los

protecciones de corriente o sobrecorriente, tales como: ANSI 50N, 51N, 67N, 46 & 67Q [4], la cuales no son tan efectivas por los bajos aportes de cortocircuito de los IBG ante fallas. En la mayoría de los estudio s se ha concluido qué para detectar fallas externas a los IBG , o sist emas con bajos aportes de corrientes de cortocircuito, son más efectivas las funciones de protección basadas en tensión (ANSI 27 & 59), impedancia (ANSI 21) o combinación tensión/corriente (51V, 51NV, 67V & 67NV). Acorde a lo anterior y con el objetivo de entender la dinámica de operación transitoria de los inversores ante fallas , se realizaron simulaciones en Electromagnetic Transients Program – EMTP/ATPDraw para analizar los aportes de corriente de cortocircuito de los IBG para diferentes tipos de falla, impedancia y localización, con variación de las condiciones topológicas y operativas de la red; para cada caso se evaluó el desempeño de los equipos de protección basados en tensión, con medición en el punto de conexión y en el inversor [5]. Adicionalmente, se realizaron simulaciones en Power S ystem Simulator – PSS para evaluar el impacto en la tensión de los circuitos del SDL durante fallas, con variación de la posición del tap de los transformadores de conexión al SDL e incursión progresiva de generación en los circuitos hasta la capacidad máxima permitida en la resolución CREG 174 de 20216. 4.1 Simulaciones EMTP/ATPDraw En la Figura 4 se presenta el diagrama unifilar de una red del SDL usada para el análisis, el PC1 y PC2 corresponden a los puntos de conexión del sistema de

4.1 Simulaciones EMTP/ATPDraw En la Figura 4 se presenta el diagrama unifilar de una red del SDL usada para el análisis, el PC1 y PC2 corresponden a los puntos de conexión del sistema de generación con la red del SDL asignados por el OR, mientras que el PCE 1 y PCE 2 son las conexiones eléctricas de los generadores ; para el caso del PCE 1 el sistema de generación es el inversor, mientras que el PCE 2 el sistema de generación es el conjunto de inversor y transformador.

6 La resolución CREG 174 de 2021 permite la conexión de GD y AGGE hasta el 50% de la capacidad instalada del circuito.10

Figura 4. Diagrama unifilar red SDL evaluada [5] Las fallas externas se ejecutaron en los circuitos 1 y 2 (Cto 1-2), en la barra de media tensión (Sub M V) y en el transformador MV de 50 MVA (TR MV) . Pa ra las simulaciones se consideró el modelo de carga de impedancia constante, con variación entre 100 – 1000 kW; p ara el sistema equivalente de red del SDL se consideró un transformador HV/MV con conexión delta y estrella a tierra, para el caso del sistema en delta se incluyó un transformador Zig-Zag para brindar referencia a tierra en la red. En la Figura 5 se presenta el modelo del inversor usado en las simulaciones, basado en una fuente de corriente contralada por tensión e implementado en el lenguaje MODELS. En la simulación se incluyeron dos inversores de 500 kW cada uno; para cada simulación se midió la tensión RMS fase – tierra y fase – fase en el PC-1 y PCE-1 (salida del inversor ) con el objetivo de comparar los resultados y

lenguaje MODELS. En la simulación se incluyeron dos inversores de 500 kW cada uno; para cada simulación se midió la tensión RMS fase – tierra y fase – fase en el PC-1 y PCE-1 (salida del inversor ) con el objetivo de comparar los resultados y definir el punto de medición de la tensión más conveniente para la red del SDL. Teniendo en cuenta el desempeño de los relés de sobrecorriente en IBG durante fallas, en las simulaciones no se tuvo en cuenta la operación de dichos elementos de protección. En este documento se presentan tres casos de simulaciones:

1. Fuente en delta con falla franca en el circuito 1.

2. Fuente en estrella a tierra con falla franca en el circuito 1 e impedancia de falla.

3. Apertura del interruptor del TR MV para formación de islas y variación de la carga.

Los otros casos de análisis se encuentran disponibles en el articulo Effect of the Measurement Point in the Distribution System Fault Detecction with High Penetrarion of Non Convectional Renewable Energy Generation [5].11

Figura 5. Modelo del inversor en ATP [5] 4.1.1. Caso 1 Tipo de fuente Punto de falla Descripción Delta Circuito 1 Carga e inversor conectados en paralelo a través de transformador MV/LV Yn/D (sistema aislado con zigzag). Cargas 700 kW Para el caso 1, la falla monofásica es detectable a nivel de PC-1 con la medición de la tensión RMS fase – tierra; en sistemas en delta, o estrella con neutro flotante, la tensión de las fases sanas y la tensión de secuencia cero se eleva n considerablemente. Este tipo de fallas no son detectables en el PCE-1 debido a que el inversor

tensión de las fases sanas y la tensión de secuencia cero se eleva n considerablemente. Este tipo de fallas no son detectables en el PCE-1 debido a que el inversor mantiene la referencia de la tensión de la red y continúa a portando corriente balanceada en las tres fases. Lo anterior, puede observarse en la Figura 6, donde se muestra la magnitud de tensión en el PC-1 y PCE-1. Fallas bifásicas y trifásicas son detectadas en ambos puntos de medición (PC-1 y PCE-1).

(a)

(b) Figura 6. Caso 1 Tensión Fase-Tierra RMS del inversor 1. (a) PC-1 y (b) PCE-112 4.1.2. Caso 2 Tipo de fuente Punto de falla Descripción Estrella Circuito 1 Carga e inversor conectados en paralelo a través de transformador MV/LV D/Yn. Carga 700 kW. Se usa una 𝑅𝑓0.1 y 3 Ω

Para el caso 2 , la falla monofásica puede ser detectada por las protecciones del PC-1 y PCE-1 del inversor. Sin embargo, tal como se identifica en la Figura 7, la caída de tensión es mucho mayor en el PC-1 que en el PCE-1, siendo mucho más confiable la detección de fallas en el PC-1. Adicionalmente, tal como se identifica en la Figura 8, al incrementar la resistencia de falla de 0.1 a 3 ohm, se pierde sensibilidad en la detección de caídas de tensión en ambos puntos de medición, y con ajustes típicos de 0.8 p.u. ya no se detectarían fallas a nivel de inversor o PCE-1.

sensibilidad en la detección de caídas de tensión en ambos puntos de medición, y con ajustes típicos de 0.8 p.u. ya no se detectarían fallas a nivel de inversor o PCE-1.

(a)

(b) Figura 7. Caso 2 Tensión Fase-Tierra RMS del inversor 1 para falla con 𝑅𝑓0.1. (a) PC-1 y (b) PCE-1

(a)

(b) Figura 8. Caso 2 Tensión Fase-Tierra RMS del inversor 1 para falla con 𝑅𝑓3. (a) PC-1 y (b) PCE-1 4.1.3. Caso 3 Tipo de fuente Punto de falla Descripción Estrella Lado de baja del transformador HV/MV Se ejecuta despeje de la falla mediante apertura tripolar del equipo de corte (en el lado de MV del TR) a los 0.4 s de iniciada la falla. Se consideraron valores de carga de 700 kW, 300 kW y 1200 kW.13 Sí la carga es comparable a la potencia suministrada por los inversores, según sea la razón, se puede presentar una leve sobret ensión o bajatensión sin que implique un disparo del IBG, con formación no planeada de islas en la red . Cuando la carga supere ampliamente la potencia del inversor, por ejemplo, más del doble de su capacidad, el inversor no puede sostener la tensión y se produce rápidamente operación de la protección de bajatensión en el PC-1 y PCE-1, apagando los inversores de forma casi instantánea. Sí, por el contrario, la carga es inferior al valor de generación IBG , se produce sobretensión, la cual puede ser

rápidamente operación de la protección de bajatensión en el PC-1 y PCE-1, apagando los inversores de forma casi instantánea. Sí, por el contrario, la carga es inferior al valor de generación IBG , se produce sobretensión, la cual puede ser crítica para los aislamientos y descargadores de sobretensiones, siendo deseable identificar rápidamente la condición de sde el PC-1, dado que es posible que el inversor (o PCE-1) no pueda registrar la misma severidad de sobretensión en comparación con lo que ocurre en el PC-1. En la Figura 9 y Figura 10 se presenta la tensión fase -tierra instantánea medida en el PC-1 y PCE-1, luego de la apertura del alimentador principal; la formación de islas no planeadas dependerá del valor de la carga conectada en paralelo con el sistema de generación (balance carga - generación).

(a)

(b)

(c) Figura 9. Caso 3 Tensión Fase-Tierra en POI (a) Carga 700 kW (b) Carga 1200 kW (c) Carga 300 kW

(a)

(b)

(c) Figura 10. Caso 3 Tensión Fase-Tierra en Inversor (a) Carga 700 kW (b) Carga 1200 kW (c) Carga 300 kW14 4.1.4. Análisis de resultados De las simulaciones ejecutadas se puede concluir que es necesario y seguro para el SDL disponer por lo menos de una función de bajatensión , con medida segregada fase – tierra en el PC1, para detectar fallas monofásicas externas en la red de distribución. También se observa que sistemas en delta (o estrella flotante)

el SDL disponer por lo menos de una función de bajatensión , con medida segregada fase – tierra en el PC1, para detectar fallas monofásicas externas en la red de distribución. También se observa que sistemas en delta (o estrella flotante) no detectan fallas monofásicas a nivel de l inversor (o PCE1); mientras que en sistemas en estrella aterrizada, la detección de fallas monofásicas está limitada por el valor de resistencia de falla y siempre la caída de tensión es mayor en el punto de conexión que en el inversor. Para el caso de la formación de isla s no planeadas en el SDL , también se identifican ventajas de disponer de funciones de sobretensión en el punto de conexión que a nivel del inversor ; además, d isponer de protecciones de bajatensión en el punto de conexión permite detectar condición de fallas en la red del SDL y minimizar el riesgo de formación de islas no planeadas debido a balances de carga – generación luego de la apertura del interruptor principal7. De los tres casos presentados se han identificado o tras variables que afectan la detección de fallas externas por parte de los sistemas de generación con bajos niveles de aporte de corrientes de cortocircuito, tales como los inversores, y son: la ubicación de la falla, número de inversores conectados en el ramal, carga conectada en el ramal y posición del tap del transformador de conexión del generador (para casos de conexiones compartidas es común que este tap se encuentre en posición alta para efectos sobre la carga). 4.2 Simulaciones PSS Se realizaron simulaciones con incursión progresiva de sistemas de IBG, hasta el 15% de la capacidad máxima del ramal 8, las simulaciones se ejecutaron en dos

encuentre en posición alta para efectos sobre