Interacción generación distribuida – calidad de potencia

Interacción Generación Distribuida –
Calidad de Potencia, específicamente
referida a Huecos de Tensión
J. C. Gómez, Senior Member IEEE, J. C. Amatti
Resumen—El artículo presenta el efecto ventajoso y
desventajoso que introduce la utilización de la Generación
Distribuida sobre la Calidad de Potencia, dedicado
específicamente a la problemática en los equipos sensibles
debida a los denominados huecos de tensión. Se presenta
primeramente la diferencia de intereses entre el usuario y la
empresa eléctrica en el funcionamiento “en isla”. Se
analizan en detalle cuatro problemas conflictivos
específicos, que son: alimentación a la falla durante los
recierres, extensión de la duración de la falla para reducir
zona afectada, posibilidad de reconexión en contra-fase, y
conexión semi-rígida de la cogeneración. Concluyendo con
que es posible lograr una considerable mejora en el
aprovechamiento de la generación distribuida, tanto por
parte del usuario-dueño del equipo, como por la empresa
eléctrica, desde el punto de vista de los huecos de tensión, si
se siguen los lineamientos descriptos en el presente artículo.
Palabras clave— Calidad de potencia, equipo sensible,
funcionamiento en isla, generación distribuida, hueco de
tensión, reconexión.
I. INTRODUCCIÓN
El siempre presente riesgo de carencia de energía
eléctrica ha incrementado en gran medida el interés de
los usuarios por instalar equipos de generación con el
objeto de satisfacer sus propias necesidades. Las
necesidades de los usuarios, muchas veces colisionan con
los requerimientos de las empresas eléctricas, que ven
afectada su operación por la existencia de estas fuentes
fuera de su control [1].
Inicialmente las empresas eléctricas ofrecían una
oposición férrea a la instalación de generación
distribuida, aún en el caso de que solo se tratara de autogeneración, o sea generación que se emplea
exclusivamente dentro de las instalaciones del usuario.
No obstante la presencia de apagones, especialmente la
serie de contingencias que se produjeron en Estados
Unidos de Norteamérica, Italia e Inglaterra para fines del
2003, con sus consiguientes pérdidas económicas en ese
momento más los costos legales posteriores, ha cambiado
en gran medida la forma de pensar de las empresas
eléctricas [2].
La instalación de generación distribuida afecta de
varias formas a la Calidad de Potencia.
J. C. Gomez y J. C. Amatti son Profesores del IPSEP – Facultad de
Ingeniería, Universidad Nacional de Río Cuarto, Río Cuarto –
Argentina,
(E-mail:
[email protected]
[email protected])
Por ejemplo: generando armónicas en el caso de
emplear interfases con inversores, complicando la
operación de los dispositivos reguladores de voltaje,
incrementando el riesgo de presencia de ferroresonancia,
introduciendo flicker desde la generación, modificando la
operación de las protecciones contra sobrecorrientes, etc.
Uno de los mayores impactos de la generación
distribuida sobre la Calidad de Potencia, es el efecto en el
funcionamiento del esquema de protecciones contra
sobrecorrientes, entre cuyos eventos relacionados más
importantes se encuentra el hueco de tensión [3, 4]. El
hueco de tensión, que es la reducción transitoria de la
tensión entre un 10 y 90 % de su valor eficaz nominal,
con duración entre ½ ciclo y un minuto, representa en la
actualidad la mayor causa de reclamos de los usuarios
ante las empresas eléctricas por apartamientos transitorias
de la Calidad de Potencia, alcanzando del 75 al 85 % del
total de los reclamos [5].
Es importante definir que se entiende por equipo
sensible a los huecos de tensión, siendo aquel equipo
cuyo funcionamiento es afectado por variaciones
transitorias de amplitud de tensión. El grado de la
sensibilidad varía desde solamente modificación de su
comportamiento característico, pasando por salida de
servicio, hasta causarle daño en el otro extremo [6]. El
menor grado corresponde por ejemplo a una lámpara que
entrega menor nivel de iluminación o un motor cuya
potencia de salida se reduce, ambos en forma transitoria.
El segundo puede representarse por el caso clásico de la
computadora que se re-enciende o el variador de
velocidad que se detiene quedando a la espera de órdenes
de reinicio. El caso extremo, o sea daño al equipo
sensible, es bastante improbable si el equipo es
alimentado y empleado en forma correcta, habiendo muy
pocos reportes serios de este grado de afectación [7].
El grado de sensibilidad o de inmunidad de los
equipos sensibles, se suministra normalmente en forma
gráfica, como puede verse en la Figura 1. En ella se han
trazado las curvas propuestas por Computer Business
Equipment Manufacturer Association (CBEMA), que
posteriormente cambió su nombre por Information
Technology Industry Council (ITIC), y por último la
propuesta realizada por fabricantes de semiconductores
de potencia conjuntamente con el Electrical Power
Research Institute (EPRI), denominada SEMI F47 [8].
II. CONFLICTOS TÉCNICOS
A fin de conciliar los requerimientos de ambos
sectores, usuario y empresa eléctrica, frente a esta
problemática, deben analizarse varios aspectos técnicos
determinando sus soluciones.
Se analizarán aquí los cuatro problemas más
importantes, que son:
alimentación a la falla durante los recierres,
extensión de la duración de la falla para reducir
zona afectada,
posibilidad de reconexión en contra-fase, y
conexión semi-rígida de la cogeneración.
A- Alimentación a la falla durante los recierres
Los dispositivos que efectúan recierres ya sean
interruptores o reconectadores, basan su éxito en la
eliminación de la falla durante el tiempo de recierre o
“tiempo muerto”, lapso sin circulación de corriente que
permite que la falla no permanente se desionize. En los
sistemas de distribución de media tensión, del 85 al 90 %
de las fallas son no permanentes, por lo que esos números
representan aproximadamente la cifra de éxito del
dispositivo. El proceso de desionización o apagado de un
arco eléctrico, puede analizarse como un proceso casi
puramente térmico. Existe una interacción o balance
entre la cantidad de calor generada por la energía
5
2
3
0
1
-2
-1
-4
-3 0
0,2
0,4
0,6 -6
Tiempo (segundos)
Corriente
Voltaje
Fig. 2, Corriente y voltaje con desionización de la falla.
Voltaje (pu)
Los usuarios que poseen generación distribuida,
tienen la posibilidad de mejorar el comportamiento de sus
equipos sensibles frente a la existencia de huecos de
tensión cuyo origen se encuentra fuera de sus
instalaciones. Su interés radica en volcar la energía de su
generación hacia sus equipos sensibles, llegando incluso
a beneficiarse en el caso extremo del hueco de tensión,
que es la interrupción de corta duración, comúnmente
denominada micro-corte. Para aprovechar tal posibilidad,
el usuario debe contar con un esquema de emergencias,
contando incluso con desconexión de cargas no
esenciales (shedding).
Por otra parte, para eventos de profundidad
importante, próxima a interrupción, la empresa eléctrica
requiere que la generación distribuida sea desconectada
inmediatamente para evitar la formación de las peligrosas
“islas”. Queda por determinar el punto de equilibrio entre
estos dos requerimientos [9, 10].
Corriente (A x 10)
Fig. 1, Curvas de inmunidad de equipos sensibles.
eléctrica entregada al arco y la cantidad de calor perdida
por radiación, conducción y disipación. Si se reduce o
elimina la entrega de calor, el arco se enfría, aumenta su
resistencia eléctrica, se apaga antes y se reenciende
después del pasaje por cero de la corriente, conduciendo
a su extinción. Desde su inicio de aplicación en los
sistemas eléctricos en la década del 1960, el tiempo de
recierre se regula en el orden de los 2 segundos,
fundamentalmente debido a la poca velocidad de los
dispositivos disponibles en el momento, con la seguridad
de desionización para tensiones de distribución (hasta 36
kV). Posteriormente, debido a exigencias de calidad de
potencia, los tiempos de recierre comenzaron a reducirse
hasta ½ segundo, que es el tiempo que soportan los
relojes digitales sin la pérdida de control y el consecuente
molesto pestañeo. Esta reducción se basó en estudios que
permitieron determinar que el tiempo máximo que se
necesita para desionizar un arco en esos niveles de
tensión, no supera a los 300 ms.
Al emplear generación distribuida en un sistema
radial, la operación de recierre “aguas arriba” de la falla
reduce la circulación de corriente, sin eliminarla
completamente ya que el generador adicional alimenta la
falla, pudiendo perder la posibilidad de desionización de
la misma. La pregunta que debe responderse, es ¿Cuál es
el máximo valor de corriente que puede aportar el
generador adicional durante el tiempo de recierre a fin de
asegurar la desionización de la falla?. La respuesta debe
hallarse en forma experimental, ya que las teorías
disponibles sobre arco eléctrico son bastante específicas
y bajo condiciones diferentes de las aquí planteadas. En
la bibliografía específica no se encontró publicación
alguna, salvo la presentación de resultados preliminares
efectuada por los autores de este artículo [11]. Los
ensayos se llevaron a cabo en un sistema de 13,2 kV con
corrientes adicionales de 10 A y arcos de longitudes
desde 90 mm hasta 205 mm. Las Figuras 2 y 3 muestran
a nivel de ejemplo registros experimentales con y sin
desionización de falla respectivamente. Del estudio, en
forma preliminar se concluye que la posibilidad de
desionización se reduce a medida que la relación entre la
potencia del sistema y generador aumenta, resultando
imposible el apagado para fallas de longitud menor a 90
mm, resultando independiente de la duración del aporte
de corriente por parte del generador.
0.1
0.2
0.3
0.4
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
0.5 -6
Voltage (pu)
Current (A x 10)
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3 0
aceitera que posee equipamiento altamente automatizado,
con alimentación en media tensión, que sufría
anualmente un promedio de dos detenciones completas
de planta debidas a huecos de tensión. Bruscamente, la
planta pasó a sufrir de once detenciones completas de
proceso en solo seis meses, debida a huecos de tensión
sin ninguna causa aparente. Afortunadamente la industria
tenía instalado un equipo de monitoreo de calidad de
potencia en su acometida, lo que permitió conocer la
profundidad y duración de los huecos de tensión. Los
mismos, se muestran en la Figura 4 conjuntamente con la
curva CBEMA con fines comparativos.
Time (seconds)
Voltage
Fig. 3, Corriente y voltaje sin desionización de la falla.
B. Extensión de la duración de la falla para reducir
zona afectada
Hasta la fecha, los esquemas de protección se
diseñaban con el objeto de cumplir dos requerimientos
fundamentales, primeramente proteger los equipos
involucrados y en segundo lugar actuar en forma
coordinada con otros dispositivos protectores [7, 12].
Con la introducción de las exigencias de calidad de
potencia, los dos requerimientos del párrafo anterior
resultan ligeramente modificados con el objetivo de
reducir o limitar las multas a ser pagadas por las
empresas eléctricas por no cumplir con los límites
impuestos por la calidad de potencia.
Por esta razón, las áreas de protección de las
empresas eléctricas modificaron sus esquemas de
protección con los objetivos de reducir el número de
interrupciones penalizables y aminorar la extensión de las
áreas afectadas, disminuyendo así el número de usuarios
afectados por las interrupciones. El medio al que se
recurrió para cumplir con este objetivo fue el incremento
del retardo de las protecciones hasta el máximo posible
en los casos en los que se cuenta con dispositivos con
recierres ubicados aguas abajo, incrementando además el
número de recierres, aumentando de esta manera la
posibilidad de que las fallas se auto-extingan o
desionizen.
La consecuencia inmediata de esta política, es que
los tiempos de operación o retardo se van incrementando
a medida que se desplaza aguas arriba, debido a las
exigencias de la coordinación. Debido a ello, las fallas
que tienen lugar en el límite entre el sistema de
distribución y de transmisión, que producen corrientes de
fallas elevadas y por ende huecos de tensión profundos,
ahora son empeoradas por extensión de su duración hasta
tiempos del orden del segundo y a veces aún más largas.
En la Figura 1, puede verse que las perturbaciones
correspondientes a estas duraciones de hueco de tensión
se encuentran por debajo de las curvas de inmunidad, por
lo que un elevado número de equipos sensibles saldrán
fuera de servicio.
Esta solución obviamente que colisiona con las
exigencias de calidad de potencia, que requiere de
perturbaciones de corta duración, fomentando por ello la
aplicación de dispositivos protectores de alta velocidad,
aún llegando al extremo de demandar el empleo de
dispositivos limitadores.
Como ejemplo se puede citar el caso de una industria
100
Voltaje (%)
Current
80
60
40
20
0
0,01
0,1
1
10
100
1000
10000
Tiempo (ciclos)
CBEMA
Medidos
Fig. 4, Curva CBEMA y puntos correspondientes a los huecos de
tensión registrados.
La causa de este cambio en el número de salidas de
servicio, radica en que la empresa eléctrica realizó un reacomodamiento a su esquema de protecciones para
reducir las multas por calidad de servicio, pero empeoró
la calidad de producto.
Del análisis de la Figura 4 pueden extraerse las
siguientes consecuencias:
- La planta industrial, en forma global, representa
una carga altamente sensible
- Los tres huecos de tensión de magnitud 88 %, 77 %
y 66 %, con duraciones menores a 100 ms, que se
encuentran por encima de la curva se deben a
cortocircuitos que ocurrieron dentro de la planta, ya que
su duración y profundidad son características de fallas en
baja tensión.
- Los restantes huecos de tensión poseen duración
mayor que 300 ms y en un caso mayor a un segundo. Por
sus características se encuentran aguas arriba de la
industria, pudiendo reducir en gran medida la posibilidad
de salida de servicios si se reduce el tiempo de operación
de las protecciones.
C. Posibilidad de reconexión en contra-fase
Este es uno de las objeciones mas empleadas contra
el uso del generador distribuido funcionando en isla. Se
teme que al retornar la alimentación del sistema, se
encuentre al generador independiente con una fase o
posición angular de la terna de tensiones muy diferente a
la del sistema que está retornando, causando
solicitaciones eléctricas y mecánicas muy elevadas, que
podrían dañar tanto al generador como a los restantes
elementos a él conectados en isla [13]. En primer lugar
no debe pensarse en la reconexión fuera de fase como
Tensión (V)
algo altamente perjudicial y que nunca ocurre en los
sistemas eléctricos. Un ejemplo que normalmente se
ignora de esta reconexión fuera de fase es en los motores
de inducción que emplean algún tipo de arrancador. El
motor durante el período de conmutación, o sea mientras
está desconectado de la fuente, pasando de la tensión
reducida a la plena, actúa como generador excitado por
magnetismo remanente. Dependiendo del tiempo tardado
por la conmutación y el estado de carga mecánica, puede
encontrar la fase en posición favorable o no, sufriendo
transitorios tanto eléctricos como mecánicos. Las normas
que especifican las características constructivas de los
motores, indican los límites permisibles de tensión en el
recierre, aconsejando el uso de elementos amortiguadores
cuando la diferencia de tensiones transitorias supera al
166 % de la nominal.
La Figura 5 y 6 muestran dos casos determinados
experimentalmente, donde se aprecian las diferencias de
fase entre el generador independiente y el sistema luego
de un período de reconexión de 5 ¼ ciclos, donde puede
verse que en el primer caso la diferencia de tensión fue
de solo el 37 % alcanzando el 135 % en el segundo. La
diferencia en el comportamiento radica solamente en el
estado de carga del generador independiente, estando
prácticamente en vacío en el primero y a plena carga en
el restante caso. Obviamente que estos gráficos deben ser
tomados solo como ejemplos, ya que intervienen muchas
otras variables, tales como la inercia, el amortiguamiento
y la respuesta de los reguladores de velocidad y tensión
de los generadores.
Tiempo (segundos)
Tensión (V)
Fig. 5, Diferencias de tensión en la reconexión para baja carga
Tiempo (segundos)
Fig. 6, Diferencias de tensión en la reconexión para carga del orden de
la nominal
La propuesta de conexión semi-rígida que se presenta
en el siguiente apartado representa una de las posibles
soluciones al problema, ya que la impedancia intercalada
controla el impulso de corriente y amortigua el proceso
de sincronización.
D. Conexión semi-rígida de la cogeneración.
El concepto seguido en el empleo de puntos sobre la
curva CBEMA que representan profundidad, duración y
localización de la perturbación, es aplicable solamente en
aquellos casos en que la profundidad del hueco de
tensión es constante durante su duración, o sea se trata de
perturbaciones “rectangulares”. La principal causa de los
huecos de tensión es la falla del tipo de cortocircuito, sin
que sea esta la única, ya que pueden ser generados
además por arranques de motores, tomas de carga,
conexión de transformadores, etc.
Las características del hueco de tensión, en el caso de
ser originado por fallas, dependen en profundidad de la
intensidad de falla e impedancia intercalada y en
duración es función de la velocidad de actuación de la
protección. Cuando el sistema posee más de una fuente
de alimentación, caso que se presenta al tener generación
distribuida, la intensidad de falla y por ello el hueco de
tensión es variable a medida que operan las protecciones
de cada fuente. Esto significa que no se puede trabajar
para la determinación de la inmunidad solo con las
gráficas como la que se muestra en la Figura 4,
recurriéndose a emplear el concepto de energía específica
en tensión [7].
El concepto mencionado, fue inicialmente propuesto
solo para ser aplicado a la determinación de la inmunidad
de equipos sensibles, pero su utilización puede ser
extendida a plantas completas, líneas de producción,
alimentadores, edificios, etc., todos ellos poseyendo
equipos sensibles [14]. O sea que simplemente se
determina la salida de servicio o no de la “unidad de
proceso” por la comparación de la energía almacenada
según las condiciones de pre-falla con el déficit
energético durante el período de duración del hueco de
tensión.
En base a la explicación del párrafo anterior, la
posibilidad de que el equipo sensible soporte el hueco de
tensión se verá incrementada si la profundidad del hueco
de tensión puede ser reducida durante parte de la
duración de la perturbación. Si se aplica esta idea a un
sistema con generación distribuida ubicada dentro de la
instalación industrial, frente a una falla externa, el dejar
conectado al generador adicional, éste alimentará a los
equipos sensibles, reduciendo la posibilidad de sus
salidas de servicio. Esto es válido siempre y cuando se
controle de alguna manera el suministro de corriente de
falla desde el generador de la industria.
Las condiciones citadas pueden lograrse mediante el
empleo de una conexión de rigidez variable, entre el
sistema y la industria. Cuando el sistema se encuentra en
estado de régimen, la conexión debe ser rígida o sea de
baja impedancia, pero frente a la presencia de una falla
externa, la conexión debe transformarse en no-rígida o
sea con impedancia intercalada importante para controlar
el aporte de corriente a la falla y respaldar al
equipamiento sensible.
La Figura 7 muestra un sistema de distribución
simple, contando de un generador distribuido y un
conjunto interruptor de by-pass / impedancia limitadora,
denominado Zv & CB. Al estar cerrado el interruptor, la
conexión es rígida, pasando a no-rígida cuando éste se
abre.
Gs
Zs
DG
Falla
fault
Zf
ZDG
Zv & CB
Load (SE)
Carga
(ES)
Voltaje (pu)
Fig. 7, Sistema de distribución simplificado con un generador
distribuido.
1,5
1
0,5
0
-0,5 0
-1
-1,5
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
Tiempo (s)
Fig. 8, Aplicación de la conexión semi-rígida de la generación para
reducir efecto del hueco de tensión.
La Figura 8 muestra la tensión aplicada a un equipo
sensible en una situación de alimentación como la
mostrada en la Figura 7. Suponiendo que se presenta una
falla, que da por resultado un hueco de tensión al 30 %,
que aumenta al 80 % al abrir el interruptor e intercalar la
impedancia, siendo seguida la perturbación por un
aumento pasajero de tensión al 110 % por liberación de
carga. Considerando además, que el interruptor requiere
de 40 ms para detectar y transferir la corriente de falla,
siendo esta perturbación eliminada 160 ms después del
comienzo de la misma. Por otra parte, para este estudio
simplificado se considera que la potencia del sistema es
al menos veinte veces mayor que la correspondiente del
generador, a fin de dejar de lado el cambio de velocidad
de la protección por la modificación de la corriente de
falla.
Al ser hueco de profundidad variable, no se pueden
aplicar directamente las curvas de inmunidad, siendo
necesario el uso del criterio de energía específica.
El déficit energético sufrido por los equipos sensibles
del usuario, sin usar conexión no rígida, es de:
DEr = (87 % – 30 %)2 x 0,16 s = 520 %2 s
Para el caso de la conexión no rígida, el déficit
energético es:
DEnr = (87 % – 30 %)2 x 0.04 s + (87 % – 80 %)2 x
0.12 s = 136 %2 s
A pesar del empleo de unidades no convencionales,
como es %2 s, puede verse claramente que el déficit en
energético se redujo de 520 a 136. En otras palabras, el
efecto del hueco de tensión es reducido al 26 % por
medio del empleo de la conexión no rígida, por lo tanto la
posibilidad de que el equipo sensible soporte la
perturbación, se ha incrementado en gran medida.
Con el objeto de mostrar la aplicación de la
metodología mencionada, se modeló empleando
MATLAB, un sistema con un usuario poseyendo su
propia fuente generadora o generación distribuida. Los
datos del sistema son: tensión nominal 13,2 kV, potencia
nominal del sistema 30 MVA, potencia nominal del
generador distribuido 3 MVA. Se supone que la falla
tiene lugar 10 km aguas abajo de la ubicación del
generador.
Se realizaron cálculos para distintos valores de
impedancia limitadora, manteniendo en todos los casos el
tiempo de detección y conmutación del interruptor en 40
ms. Se realiza la comparación entre los valores de déficit
de energía sobre el equipo sensible del usuario cuando se
usa conexión rígida y no rígida.
La Tabla I muestra los resultados analíticos, para
distintas impedancias limitadoras y valores de corriente
de falla, expresada esta última en porciento del valor de
la falla trifásica localizada en el punto indicado
previamente. En la Tabla puede verse el efecto
remarcable sobre la reducción del déficit energético al
aplicarse la conexión no rígida.
TABLA I – DÉFICIT DE ENERGÍA ESPECÍFICA
DEPENDIENDO DE ZV Y DE LA CORRIENTE DE FALLA
Impedancia
Ifalla
ohm
j 15.7
j 15.7
j 15.7
j 15.7
j 6.28
j 3.14
j 31.4
% s-c
3
6
6
10
50
100
100
Déficit de
energía
específica con
generación
distribuida e
impedancia
limitadora
%2 s
19.22
30.60
26.04
33.31
47.87
60.83
64.80
Déficit de
energía
específica sin
generación
distribuida e
impedancia
limitadora
%2 s
438.9
276.4
388.7
757.1
1062.6
955.5
952.2
III. CONCLUSIONES
Se concluye que es posible lograr una considerable
mejora en el aprovechamiento de la generación
distribuida, tanto por parte del usuario-dueño del equipo,
como por la empresa eléctrica, desde el punto de vista de
la Calidad de Potencia y específicamente considerando
los huecos de tensión, si se siguen los lineamientos
descriptos en el presente artículo.
Si bien es cierto que los dispositivos interruptores
con reconexión no fueron pensados para ser empleados
en sistemas con generación distribuida, los estudios
experimentales en forma preliminar muestran que pueden
funcionar en conjunto siempre y cuando la relación
potencia sistema / potencia generador sea del orden de 10
a 20 y se controle el aporte de corriente del generador a
no más de 10 A.
El retardo excesivo de las protecciones contra
sobrecorrientes a fin de reducir las penalizaciones
(mejora la calidad de servicio técnico), perjudica
seriamente a los equipos sensibles frente a huecos de
tensión de duración extendida (empeora la calidad de
producto técnico)
La aplicación de la conexión semi-rígida resulta una
herramienta idónea para respaldar los equipos sensibles
del usuario frente a los huecos de tensión, actuando
también como limitadora de las solicitaciones eléctricas y
mecánicas de los transitorios de reconexión o de salida de
funcionamiento en isla.
IV. BIBLIOGRAFÍA
[1] A. M. Borbely J. F. Kreide, Distributed Generation,
The Power Paradigm for the New Millennium, CRC
Press, Boca Raton, FL, 2001.
[2] J. C. Gómez, M. M. Morcos, “Inclusion of Sensitive
Equipment Immunity in the Study of Overcurrent
Protection for Transmission and Sub-transmission
Systems,” CIGRÉ, Paris, 2006.
[3] R. C. Dugan, T. E. McDermott, “Distributed
generation and power quality,” PQA North America,
Memphis, TN, pp. 343-357, 2000.
[4] J. C. Gómez, M. M. Morcos, “Coordinating
overcurrent protection and voltage sag in distributed
generation systems,” IEEE Power Engineering
Review, Vol. 22, No. 2, pp. 16-19, 2002.
[5] G. T. Heydt, Electric Power Quality, Stars in a
Circle Publications, Scottsdale, AZ, USA, 2002.
[6] M. H. J. Bollen, Understanding Power Quality
Problems, Voltage Sags and Interruptions, IEEE
Press, USA, 2000.
[7] J. C. Gómez, Calidad de potencia: para usuarios y
empresas eléctricas, Editorial EDIGAR S.A., 2005.
[8] IEEE Standard 446, IEEE Recommended Practice
for Emergency and Standby Power Systems for
Industrial and Commercial Applications, 1995.
[9] ANSI/IEEE Standard 1001, IEEE Guide for
Interfacing Dispersed Storage and Generation
Facilities with Electric Utility Systems, 1988.
[10] IEEE Standard 1547, IEEE Standard for
Interconnecting Distributed Resources with Electric
Power Systems, 2003.
[11] J. C. Gómez, D. H., Tourn, J. C., Amatti,
Experimental determination of the reclosing time
self-extinguish current for its application to
distributed generation - reclosers coordination
studies, CIRED 2003, May 12-15, 2003, Barcelona,
Spain.
[12] J.C. Gómez, M.M. Morcos, “Voltage sag mitigation
using overcurrent protection devices,” Electric
Power Components and Systems, Vol. 29, pp. 71-81,
2001.
[13] L. Lamarre, “The vision of distributed generation,”
EPRI Journal, pp. 6-17, April/May 1993.
[14] IEEE Standard 1346, IEEE Recommended Practice
for Evaluating Electric Power System Compatibility
with electronic process equipment, 1998.