59
Wilian Patricio Guamán Cuenca
1
, Nicolás Alejandro Mayorga Lozada
2
y
Xavier Alfonso Proaño Maldonado
3
Recibido: 7/07/2023 y Aceptado: 24/06/2024
ENERLAC. Volumen VIII. Número 1. Junio, 2024
ISSN: 2602-8042 (impreso) / 2631-2522(digital)
Coordinación de protecciones en
sistemas eléctricos de distribución
considerando la introducción de
generación distribuida
1.- Universidad Técnica de Cotopaxi. Ecuador
wilian.guaman8956@utc.edu.ec
https://orcid.org/0000-0002-9905-8231
2.- Universidad Técnica de Cotopaxi. Ecuador
nicolas.mayorga9114@utc.edu.ec
3.- Universidad Técnica de Cotopaxi. Ecuador
xavier.proano@utc.edu.ec
https://orcid.org/0000-0002-8271-8838
Coordination of protections in electrical distribution
systems considering the introduction of distributed
generation
60
61
Los sistemas de distribución están en un crecimiento constante, por ello es necesario implementar
nuevas tecnologías de generación para satisfacer toda la demanda. La generación distribuida (GD) es
una interesante alternativa en el Ecuador, dado sus abundantes recursos naturales. Sin embargo, la
inclusión de GD cambia los valores operativos y corrientes de cortocircuito, afectando la coordinación
de protecciones. En este trabajo, se utiliza el software DigSILENT PowerFactory para la coordinación
de las protecciones del sistema eléctrico de la provincia de Cotopaxi en Ecuador. Posteriormente,
se determinan los puntos y subestaciones idóneas para la instalación de GD fotovoltaica, con el n
de introducirlos al sistema de distribución. Finalmente, se verica el estado de operación del sistema
eléctrico por el efecto del ingreso de GD a la red, evidenciando que se requiere reajustar y volver a
coordinar las protecciones eléctricas. Los resultados demuestran que el aporte de la GD a la corriente
de falla es relativamente pequeño, no mayor al 5.00%.
Distribution systems are constantly growing, so it is necessary to implement new generation technologies
to meet the entire demand. Distributed generation (DG) is an interesting alternative in Ecuador, given its
abundant natural resources. However, the inclusion of DG changes the operating values and short-circuit
currents, aecting the coordination of protections. In this work, the DigSILENT PowerFactory software
is used for the coordination of the protections of the electrical system of the province of Cotopaxi
in Ecuador. Subsequently, the points and substations suitable for the installation of photovoltaic DG
are determined, in order to introduce them to the distribution system. Finally, the operating status of
the electrical system is veried due to the eect of DG entering the grid, showing that the electrical
protections need to be readjusted and re coordinated. The results show that the contribution of DG to
the fault current is relatively small, no more than 5.00%.
PALABRAS CLAVE: Sistema de distribución, generación distribuida, coordinación de protecciones,
DigSILENT PowerFactory, estudio de cortocircuito, fuente de energía fotovoltaica.
KEYWORDS: Distribution system, distributed generation, protection coordination, DigSILENT
PowerFactory, short-circuit study, PV energy source.
Resumen
Abstract
62
El frecuente uso de fuentes de energía de
procedencia fósil ha ocasionado daños ambientales
importantes a nivel global, principalmente por
medio de las emisiones de CO_2, uno de los gases
principales que causa el calentamiento global del
planeta o también llamado efecto invernadero,
culpable de los cambios climáticos. Por esta
razón, las energías renovables variables (ERV) se
están utilizando cada vez más en todo el mundo,
desde grandes plantas de generación hasta
generación in situ en los sistemas eléctricos de
distribución, denominada generación distribuida
(GD) (Muñoz et al., 2018).
En los últimos años, la energía solar fotovoltaica
ha experimentado un notable crecimiento en
comparación con otras fuentes de energía
renovable. Según los datos recientes, la capacidad
de energía fotovoltaica instalada a nivel mundial
ha aumentado en un 22% en el año 2022 en
comparación con el año anterior (Elcacho, 2023).
En Ecuador, la disposición normativa emitida por
la Agencia de Regulación y Control de la Energía y
Recursos Naturales no Renovables, denominada
ARCERNNR 013-2021, permite una generación
fotovoltaica límite de capacidad nominal de 1000
kW (ARCERNNR, 2021).
En Estados Unidos y en la mayoría de los países
europeos, la GD representa más del 10% de la
capacidad instalada, inclusive, en Dinamarca
y Países Bajos, esta forma de generación ha
alcanzado más del 30% de la capacidad instalada
total. En Austria, el 78% de su producción
eléctrica fue de energías renovables para el año
2010 (Sánchez de la Cruz et al., 2018). Aunque
no existen datos ociales de la GD instalada en los
países latinoamericanos, las fuentes de energía
eléctrica con recursos renovables, principalmente
solar, eólica e hidráulica, han experimentado un
crecimiento notable en el 2022, entre algunos
países se encuentran Brasil, Chile, El Salvador y
Guatemala con un aporte de 47.4%, 33%, 59.4%
y 78% respectivamente de generación eléctrica a
partir de recursos renovables (OLADE, 2023).
1. INTRODUCCIÓN
Al instalar GD, se pueden obtener varios benecios,
incluyendo una disminución de los costos de
pérdidas en la distribución y transmisión eléctrica.
También se pueden eludir los costos de expansión
del sistema de distribución y transmisión, y reducir
los costos de mantenimiento de la infraestructura.
Además, la GD puede proporcionar mayor
conabilidad a los usuarios cercanos, minimizar
las caídas de tensión, mejorar el factor de
potencia e incrementar la calidad de energía. Sin
embargo, también hay problemas que pueden
surgir debido a la incorporación de GD, incluyendo
la descoordinación y pérdida de sensibilidad
en el sistema de protección, problemas en la
reconexión, cambios en la tensión, armónicos,
sobretensiones, ujos de potencia bidireccionales
y variaciones en el valor de las corrientes de
cortocircuito (Morales Vallejo, 2007). Por lo tanto,
es crucial que las empresas distribuidoras revisen
los esquemas de coordinación de protecciones
eléctricas ante la introducción de GD en la red
eléctrica. Esto no solo mejora la conabilidad y
selectividad del sistema de protección, sino que
también aumenta la calidad y continuidad del
servicio a los consumidores.
Varios trabajos previos han estudiado el impacto
de GD en sistemas eléctricos de distribución. El
trabajo de Morales Vallejo (2007) se enfoca una
red real de distribución y establece distintos
escenarios en que la GD afecta a la coordinación
de protecciones, lo cual permite determinar
los ajustes de los relés de sobrecorriente para
mantener la coordinación, aun con GD. Por
otro lado, Merla Ibarra (2018), desarrolla una
investigación de Simulación y protección de
sistemas eléctricos de distribución tipo radial
mediante ETAP con y sin GD. Se elabora y analiza
el alimentador TZE-5390 Xilitla, concluyendo que
la penetración de la GD en el alimentador tiene
un impacto en la coordinación de protecciones
en ciertos puntos de la red. En Ecuador, Soria
Colina (2016) realiza un estudio de los esquemas
de protecciones de EMELNORTE teniendo en
cuenta la GD presente en la empresa, utilizando
Cymdist. También, Morante del Rosario & Salcán
63
2. METODOLOGÍA
Reyes (2019) proponen una metodología para la
coordinación de los relevadores de sobrecorriente
considerando elementos direccionales en
sistemas de distribución eléctrica que incluyen GD.
La metodología utilizada permite determinar los
ajustes óptimos en cada escenario, obteniendo de
esa manera una mejor sensibilidad y selectividad
en el sistema de protecciones eléctricas.
Finalmente, Cabrera Buestán (2021) analiza
un método de coordinación en alimentadores
radiales con presencia de GD, donde se revisa
cada componente de protección, conservando
en lo posible la infraestructura inicial, teniendo en
cuenta las restricciones operativas y constructivas
de los reconectadores, relés, y fusibles instalados.
El Ecuador es un país que se mantiene en
constante desarrollo, lo que conlleva al aumento
de la demanda de energía eléctrica, la GD es
una alternativa promisoria para enfrentar este
desafío, sin embargo, hay información limitada
sobre el impacto de la GD en la coordinación de
protecciones en las redes eléctricas del sistema
nacional. Este trabajo pretende reducir esta
brecha, mediante la aplicación a un caso de
estudio real de coordinación de protecciones
antes y después de la inclusión de GD, usando
Para el desarrollo del caso de estudio, se toma
como punto de partida el trabajo de investigación
de Bernal Rivera (2022), quien estudia la
conabilidad del sistema eléctrico de Cotopaxi
usando el software DigSILENT PowerFactory,
basado en datos reales otorgados por la
Empresa Eléctrica Cotopaxi S.A (ELEPCOSA),
empresa distribuidora de energía en la provincia
de Cotopaxi - Ecuador. El sistema eléctrico de
Cotopaxi está alimentado por las subestaciones
Ambato, Mulaló y Quevedo, no obstante, para el
presente trabajo se tendrán en cuenta únicamente
a las subestaciones Ambato y Mulaló, por el hecho
de que están interconectados entre sí, lo que
permite vericar la interacción de las protecciones
eléctricas de este sistema, tal como se realiza en
el trabajo de Guano Sinchiguano (2017).
como caso de estudio el sistema eléctrico de la
provincia de Cotopaxi. Dadas las condiciones
geográcas de Cotopaxi, se considerará como
GD exclusivamente a la generación fotovoltaica.
Las principales contribuciones de este trabajo se
detallan a continuación:
1) Se presenta un caso de estudio de
coordinación de protecciones del sistema
eléctrico real de la provincia de Cotopaxi en
Ecuador.
2) Se propone un esquema de coordinación
de protecciones del sistema eléctrico de
Cotopaxi, considerando la inclusión de
GD. La ubicación y dimensionamiento de
la GD se basa en un estudio de irradiación
y georreferenciación de las subestaciones
para instalación de generación fotovoltaica.
Se estudia la coordinación de protecciones del
sistema de distribución actual, teniendo en cuenta
las características de la red eléctrica en estado de
operación normal y en cortocircuito. Luego, se
detalla la ubicación, la capacidad y características
del sistema fotovoltaico. Finalmente, se verican
los cambios en el estado de operación del sistema
eléctrico después de la inclusión de la GD y el
impacto que tuvo en el sistema de protecciones
integrado anteriormente, para reajustar el tiempo
de operación de las protecciones eléctricas y
garantizar una operación conable. La Figura 1
detalla la metodología propuesta para estudiar
la coordinación de protecciones ante el ingreso
de GD en el caso de estudio propuesto de
ELEPCOSA.
64
Figura 1. Metodología de Coordinación de protecciones en presencia de GD
Figura 2. Esquema del Sistema Eléctrico Cotopaxi
Fuente: Elaborado por los Autores
Las protecciones son ubicadas de tal manera que
garanticen la selectividad en cada zona de la red,
conformada por: barras, líneas de subtransmisión,
transformadores de potencia y alimentadores.
Los equipos de protección que se utilizan son
dos modelos de relés de la marca ABB, el RET
630 y REF 630, donde, para líneas y cabecera del
alimentador se utiliza el modelo REF 630, mientras
que, para transformadores se utiliza el modelo RET
630. Además, los alimentadores son coordinados
con su fusible máximo aguas abajo de la red de
distribución. En la Figura 2 se presenta una parte
del sistema eléctrico de Cotopaxi donde se realiza
la coordinación de protecciones, especícamente
en la subestación Salcedo.
Fuente: Elaborado por los Autores
65
Tabla 1. Relaciones Estándar del TC
La relación de transformación de los
transformadores de Corriente (TC), es
determinada, considerando una clase de precisión
5P20, C-100, la corriente nominal y máxima
de cortocircuito. A continuación, se muestra la
Ecuación (1) que permite garantizar que el TC
no se sature ante la corriente de falla máxima
(Ramírez Castaño, 2003).
Para la selección del TC se debe determinar
el valor máximo entre la corriente nominal y
el valor obtenido en la Ecuación (1). La Tabla 1
muestra las relaciones de transformación para
transformadores de corriente estándar, donde, la
corriente secundaria en todos los casos es de 5
amperios.
Los transformadores de potencial (TP) se calculan
de acuerdo con la relación de transformación
de potencial estándar en el mercado, donde la
selección del valor del lado primario se determina
considerando el máximo voltaje nominal permitido
en el sistema, y el secundario se escoge
considerando el valor estandarizado de 110
voltios, voltaje con el cual operan los relevadores
de ELEPCOSA.
Donde:
x: Relación de transformación del TC en el
lado primario.
5: Valor estandarizado de corriente en el lado
secundario del TC.
Isc: Corriente máxima de cortocircuito.
Fuente: (Ramírez Castaño, 2003)
2.1 Selección de la relación de transformación
66
2.2 Ajuste de los relés de protección
En esta sección se detallan los criterios utilizados
para ajustar la corriente de pickup, esta última
constituye un valor de referencia para la operación
La corriente pickup para la protección de
sobrecorriente de fase es tomada directamente
del valor de la capacidad de corriente del elemento
(criterio utilizado por Empresas Distribuidoras
de energía), en este caso, la capacidad de
corriente para cada alimentador se obtiene a
partir del calibre utilizado para su troncal principal,
donde, se verica que todos los alimentadores
tienen salidas de cuatro conductores de cobre,
3 fases (3/0 cada una) y 1 neutro (1/0), datos
que fueron tomados del Geoportal Web de la
ELEPCOSA. Según el Catálogo de productos
de Electrocables (Electrocables, 2018), dicho
conductor tiene una capacidad de corriente de
250 amperios para calibre 3/0. Para la corriente
La corriente Pickup del dispositivo de protección
ubicado en el transformador (alto y bajo voltaje)
y línea de subtransmisión es determinado con la
Ecuación (3):
El ajuste para la corriente de falla a tierra de los
relevadores es determinado teniendo en cuenta
el máximo desbalance que puede existir en el
sistema bajo condiciones normales de operación.
Un desbalance típico permitido es del 20%, así
que la expresión de la Ecuación (4), llega a ser:
En alimentadores de distribución rurales el mayor
desbalance puede elevarse al 30%, lo que es
considerado para la coordinación de fallas a tierra
en las protecciones ubicadas en la cabecera de
los alimentadores del presente caso de estudio
(Ramírez Castaño, 2003).
2.2.1 Cabecera del alimentador
2.2.2 Transformadores y líneas de Subtransmisión
2.2.3 Ajuste de los relés de protección de fallas a tierra
Donde:
Ipickup: Corriente de arranque de operación del relevador.
Inominal: Capacidad de corriente nominal.
RTC: Relación de transformación del TC.
Donde:
Ipickup: Corriente de arranque de operación del relevador.
Inominal: Corriente nominal.
RTC: Relación de transformación del TC.
1.25: Factor de sobrecarga.
Donde:
Ipickup: Corriente de arranque de operación del relevador.
Inominal: Corriente nominal.
RTC: Relación de transformación del TC.
0.2: Desbalance permitido.
pickup en el lado secundario se divide el valor de
capacidad de corriente denido, para la relación
de transformación del TC, como lo muestra la
Ecuación (2).
inicial del relevador de los relés de protección.
67
2.3 Conguración del Dial entre dispositivos de protección
2.4 Emplazamientos para la inclusión de GD
El tiempo de disparo de un relé de sobrecorriente
puede ser retardado para garantizar que, en
presencia de falla, el relé no actúe antes de la
operación de cualquier otra protección localizada
más cercana a la falla (Ramírez Castaño, 2003).
La Figura 3 muestra la diferencia en el tiempo
de operación de los relevadores en los mismos
niveles de falla, para satisfacer el denominado
“Margen de discriminación”.
La tecnología de GD a utilizar para la inclusión en
el sistema eléctrico de Cotopaxi es la generación
fotovoltaica, por su fácil instalación en comparación
a las demás tecnologías disponibles, es amigable
con el medio ambiente y tiene larga duración de
vida con poco mantenimiento. De acuerdo con
los datos del trabajo de Vaca & Ordóñez (2020)
y los registros de la NASA, se estima que el nivel
promedio de irradiación solar anual en la provincia
de Cotopaxi tiene un valor aproximado de 4
kWh/m^2. Además, con la herramienta Google
Earth se establece que las subestaciones que
cuentan con espacio aledaño y la mejor ubicación
para la instalación de GD son las subestaciones
de distribución Pujilí, Lasso y Salcedo. Las
características del sistema fotovoltaico en cada
punto de instalación se muestran en la Tabla 3.
Posterior al ingreso de GD a la red de distribución
de Cotopaxi se verica el estado de operación
del sistema eléctrico y se realiza nuevamente
un estudio de cortocircuito para recongurar y
Figura 3. Margen de discriminación entre dos curvas del
relé de tiempo inverso
Fuente: Adaptado de Ramírez Castaño (2003)
El margen de discriminación para la coordinación
de protecciones es tomado de la IEEE Std. 242
(2001), donde, al coordinar relés con fusibles
aguas abajo, se debe tomar el tiempo total de
despeje del fusible como punto de partida del
intervalo de tiempo, que si se usa un relé estático
el tiempo se puede congurar en 0.12 segundos,
mientras que, para la coordinación entre relés un
tiempo de 0.2 segundos. A continuación, la Tabla
2 resume el margen de discriminación mínimo de
actuación entre dispositivos de protección.
Tabla 2. Margen de discriminación mínimo
Tabla 3. Características de los Sistemas Fotovoltaicos
Fuente: (IEEE Std 242, 2001)
Fuente: Los Autores
reajustar el sistema de protecciones, repitiendo el
proceso completo previamente indicado.
MçRGEN DE
DISCRIMINACIîN
INFEED
B
A
AB
I
t
68
3. ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS
La inclusión de GD al sistema eléctrico de
distribución de la provincia de Cotopaxi presenta
su mayor incidencia en las protecciones aledañas
a la barra en donde fue conectada, por ello, se
Se presentan los resultados de la relación de
trasformación de los dispositivos de protección
cercanos a la barra donde se conecta la GD. La
Tabla 4 muestra la relación de transformación de
A continuación, la Tabla 5 muestra los resultados
de la relación de transformación de corriente
(RTC) antes y después de la GD de los
alimentadores conectados a sus respectivas
subestaciones, donde se evidencia un cambio
de la RTC únicamente en el alimentador “Acosa”,
debido al aporte a la corriente de cortocircuito
3.1 Relación de transformación del TC
los relés de sobrecorriente ubicados en el lado de
bajo voltaje y alto voltaje de los transformadores.
por parte de la GD (ver Ecuación 1). La relación
de transformación del TC de las protecciones del
transformador de potencia no se ven afectadas
ante la inclusión de GD.
Tabla 4. Relación de transformación para relés de los transformadores antes de GD
Tabla 5. Relación de transformación para relé a cabecera de alimentador considerando
aporte de GD
Fuente: Los Autores
Fuente: Los Autores
presentan los resultados del estudio de dichas
protecciones eléctricas.
69
La corriente pickup se determina únicamente para
los relés del transformador de cada subestación
eléctrica, dado que, la corriente de arranque del
relé de sobrecorriente a cabecera del alimentador
se toma el valor de 250 amperios en el lado
primario, dicho valor es la capacidad de corriente
del conductor 3/0.
La Tabla 6 muestra las corrientes de pickup de
fase y tierra de los relés ubicados en el lado de
bajo voltaje y la corriente pickup del relé de fase
del lado de alto voltaje del transformador por
su conguración Delta-Estrella. Los ajustes de
corriente pickup después de GD se mantienen
para el caso de las protecciones a cabecera del
alimentador, por el motivo que está jada a 250
amperios primarios, capacidad de corriente del
conductor, en el caso de los transformadores
La Tabla 7 presenta los resultados de la
coordinación de protecciones antes de la inclusión
de GD. El margen mínimo de discriminación
mínimo para la coordinación de protecciones
es tomado de la IEEE Std 242 (2001). Se
muestran los resultados de la máxima corriente
de cortocircuito, tiempo de operación de cada
3.2 Ajuste de la corriente pickup de los relés de sobrecorriente
3.3 Ajuste de tiempo entre dispositivos de protección
Tabla 6. Corrientes pickup para relé de sobrecorriente del transformador antes de GD
Fuente: Los Autores
también conservan su valor de corriente pickup,
dado que, se determinan a partir de sus corrientes
nominales y relación de transformación del
TC, mas no de la corriente de cortocircuito, ver
Ecuación (3).
protección y su margen de discriminación (∆T)
de la subestación Pujilí, Lasso y Salcedo.
70
Tabla 7. Margen de discriminación para corrientes de falla máximas de las
subestaciones antes de GD
Tabla 8. Margen de discriminación para corrientes de
falla máximas de las subestaciones con GD
Fuente: Los Autores
Fuente: Los Autores
A continuación, se presentan los resultados
de la coordinación de protecciones posterior
a la inclusión de GD a las subestaciones de
distribución de Cotopaxi. La Tabla 8 muestra
los resultados de la máxima corriente de
cortocircuito, que ahora es mayor por el aporte
de la GD a la corriente de cortocircuito, tiempo
de operación de cada protección y su margen
de discriminación (∆T) de la subestación Pujilí,
Lasso y Salcedo.
71
Tabla 9. Porcentaje del aporte de la GD en las subestaciones con GD
Figura 4. Coordinación entre protecciones del alimentador Apahua con el relé de bajo voltaje del
transformador Pujilí sin presencia de GD
Fuente: Los Autores
Fuente: Los Autores
Finalmente, se presenta un resumen de las
corrientes de cortocircuito, antes y después de
la GD, con su respectiva variación. La Tabla 9
presenta el aporte de la GD en la corriente de
cortocircuito máxima en la subestación Pujilí, con
un aporte máximo de 4.983%, en la subestación
La Figura 4 muestra las curvas de coordinación
entre el relé a cabecera del alimentador Apahua
y el relé de bajo voltaje del transformador Pujilí,
antes de la inclusión de GD, con una corriente de
cortocircuito máxima de 2,773.157 amperios y
un margen de discriminación de 0.204 segundos,
por otra parte, la Figura 5 muestra las curvas de
coordinación después de la inclusión de GD y
Lasso, con un aporte máximo de 1.82% y
nalmente, en la subestación Salcedo, con un
aporte máximo de 2.389%.
reajuste de las protecciones, con una corriente
de cortocircuito de 2,911.347 amperios y un
margen de discriminación de 0.204 segundos,
presentando una variación del 4.98% en la
corriente máxima de cortocircuito después de la
inclusión de GD en la subestación Pujilí.
72
Figura 5. Coordinación entre protecciones del alimentador Apahua con el relé de bajo voltaje del
transformador Pujilí con presencia de GD
Fuente: Los Autores
4. CONCLUSIONES
• La coordinación de protecciones del caso
de estudio de la red eléctrica de Cotopaxi se
realiza mediante un análisis de cortocircuito,
concluyendo que la corriente más elevada
para congurar el margen de discriminación
entre curvas es la corriente de falla trifásica.
Exceptuando los relés en los transformadores
de las subestaciones que son coordinados con
la corriente de falla bifásica, considerando que
los transformadores de ELEPCOSA tienen una
conguración Delta – Estrella, donde este tipo
de falla se convierte en la más severa para la
coordinación entre el lado de alto y bajo voltaje
del transformador.
• La incorporación de GD al sistema eléctrico
de distribución de Cotopaxi aporta a la corriente
de cortocircuito un porcentaje no mayor al 5.00
%, dado que su contribución está limitada por
el nivel máximo de corriente de los inversores,
aun así, inuye en los tiempos de actuación
entre los dispositivos de protección, por lo que
es necesario repetir el proceso de coordinación
y reajustar los tiempos de operación de las
protecciones eléctricas, vericando su correcto
funcionamiento en dos escenarios de operación
de la red, el primero con una contribución del
100% de la capacidad nominal del sistema
fotovoltaico y el segundo sin aporte de GD, en
los dos casos con demanda máxima, por el
motivo que estos escenarios representan la peor
condición de operación para las protecciones
eléctricas.
• La GD conectada a la red eléctrica puede generar
ujos de potencia bidireccionales, dependiendo
de la capacidad de generación en comparación
con la potencia del sistema eléctrico, es necesario
vericar las direcciones mediante análisis de ujo
de potencia y cortocircuito, en caso de existir
ujos bidireccionales cambia el esquema de
protección y la metodología utilizada. Trabajos
futuros deberían considerar este particular.
73
5. REFERENCIAS
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Bernal Rivera, P. A. (2022). Evaluación de seguridad del sistema eléctrico de distribución de la Empresa Eléctrica
Elepco S.A mediante análisis de contingencias. Universidad Técnica de Cotopaxi.
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de Generación Distribuida. Universidad de Cuenca.
Elcacho, J. (2023). La energía fotovoltaica creció 22% en 2022 en todo el mundo, el doble que el conjunto de
renovables. La Vanguardia. https://www.lavanguardia.com/natural/20230321/8841359/energia-fotovoltaica-
crecio-22-2022-mundo-doble-conjunto-renovables.html#:~:text=Energía solar%3A La solar fotovoltaica,la
electricidad solar en 2022.&text=Bioenergía%3A La expansión se desaceleró,%2C1 GW en 2021).
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Guano Sinchiguano, X. A. (2017). Coordinación de las protecciones de sobrecorrientes del sistema de
Subtransmisión de la Empresa Elétrica Provincial Cotopaxi ante el cambio de conguración de red radial a una red
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IEEE Std 242. (2001). Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems. In The
International Journal of Electrical Engineering & Education (Vol. 15, Issue 2).
Merla Ibarra, A. de J. (2018). Simulación y Protección de Sistemas Eléctricos de Distribución tipo radial mediante
Etap con y sin Generación Distribuida. Instituto Tecnológico de Ciudad Madero.
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