Análisis de la región Sagua, Calabazar y Santa Clara ante las nuevas inversiones

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(1)FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DEPARTAMENTO DE ELECTROENERGÉTIC0. TRABAJO DE DIPLOMA Análisis de la región Sagua, Calabazar y Santa Clara ante las nuevas inversiones. Autor: Anabel Ruano Pérez Tutores: Dra. Marta Bravo De Las Casas MsC. Grettel Esther Quintana de Basterra. Santa Clara 2017 “Año 59 de la Revolución”.

(2) Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética. TRABAJO DE DIPLOMA. Análisis de la región Sagua, Calabazar y Santa Clara ante las nuevas inversiones Autor: Anabel Ruano Pérez [email protected]. Tutores: Dra. Marta Bravo de las Casas [email protected]. MSc. Grettel Esther Quintana de Basterra [email protected] Santa Clara 2017 "Año 59 de la Revolución".

(3) Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad de Ingeniería Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.. Firma del Autor Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada. _________________________ Firma del Autor. ___________________________ Firma del Jefe de Departamento donde se defiende el trabajo. ___________________________. Firma del Responsable de Información Científico-Técnica.

(4) PENSAMIENTO. ´´Es. en la crisis que nace la inventiva, los descubrimientos y las grandes estrategias; quien supera la crisis se supera asi mismo sin quedar superado(…) ´´ Albert Einstein.

(5) DEDICATORIA A mis padres, que sin ellos este sueño nunca se hubiese convertido en realidad, por su sacrificio, apoyo incondicional y por su infinito AMOR que nunca me faltó, pero sobre todo por estar presente en todos los momentos de mi vida. Este también es su trabajo. A mi novio “Alfredo Rodríguez Otaño” que siempre estuvo conmigo estos cinco años dándome todo su apoyo y por siempre darme fuerzas cuando flaqueaba. A mis abuelos que de una forma u otra siempre me acompañaron y me guiaron por el mejor camino. A toda mi familia que siempre me supo dar los mejores consejos del mundo cuando no sabía qué hacer y que han hecho de mí una profesional A mi tío “Henry Luis Puebla” que a pesar de su distancia estuvo conmigo en los mejores y peores momentos, sobre todo el día que decidí porque carrera optar me brindó su infinito apoyo..

(6) Agradecimientos A mis tutoras Marta y Grettel por el inmenso apoyo, por su gran profesionalidad y dedicación por todos los conocimientos que transmiten y por ayudarme a lograr esta meta. A la familia de mi novio que nunca dejó de darme su apoyo, en especial a mi suegra por todos sus consejos, Siempre me trató como una hija más. A mi novio por su infinita paciencia. Por nunca dejarme sola, por hacer de mí una mejor persona, por nunca soltarme de la mano, por secar mis lágrimas cuando lo necesité, en fin por ser el mejor hombre de este mundo. Gracias mi amor. A mi familia que nunca me dejó sola, a mis tíos, a mis abuelos y a mis primos que los considero como hermanos. Gracias los quiero con todo mi corazón. A todos los profesores porque gracias a ellos logramos ser grandes profesionales. En especial a Marta, Grettel, Ignacito, Francesena, Zaid, Yandy, Curbelo, Mimí, Alicia, Limonte, Lesyany, etc. Gracias por su apoyo. A mis compañeros por estos cinco años tan maravillosos. Por reír y llorar juntos, por haber compartido cosas únicas y maravillosas. Gracias por estar presente estos cinco años de mi vida. En fin a todas aquellas personas que emprendieron conmigo este viaje maravilloso que los tengo en mente pero son tantos que no podría mencionarlos a todos.. Gracias a todos Los quiero….

(7) TAREA TÉCNICA 1. Revisión de la bibliografía relacionada con el tema. 2. Actualización de los datos de la red eléctrica del PSX 3. Ajuste de las protecciones eléctricas en la región Sagua, Calabazar y Santa Clara 4. Confección del informe.. Firma del Autor. Firma del Tutor.

(8) RESUMEN La región de Sagua la Grande es de vital importancia para la economía de la provincia de Villa Clara, en ella se encuentran industrias como Cloro Sosa, única en el país, la cual está actualmente siendo modernizada a través de una inversión muy importante. La red eléctrica por 110 kV hasta la fecha es un doble circuito desde Santa Clara, teniendo en una de sus líneas una derivación hacia Calabazar. En los últimos años la introducción de la generación distribuida ha hecho que esta zona se convierta en un lazo complejo por lo que el esquema de protecciones que se tiene resulta inadecuado. El trabajo plantea los cambios necesarios en la red de 110 kV en las protecciones eléctricas con el objetivo de tener una red más confiable en cuanto a protecciones. Se tiene en cuenta el futuro desarrollo de la región que incluye la construcción de una bioeléctrica en el CAI Héctor Rodríguez y la posibilidad de la eliminación de la derivación en Calabazar. Se comprueba con la ayuda del software PSX las variaciones en los niveles de cortocircuito y se proponen los cambios en los esquemas de protecciones y los ajustes correspondientes. Por último se hace una valoración económica en cuanto a equipamiento necesario a utilizar con estos cambios propuestos..

(9) TABLA DE CONTENIDOS Índice TRABAJO DE DIPLOMA .................................................................................................. 2 PENSAMIENTO .................................................................................................................... 4 DEDICATORIA ....................................................................................................................... 5 Agradecimientos ......................................................................................................................... 6 TAREA TÉCNICA ............................................................................................................... 7 RESUMEN .............................................................................................................................. 8 TABLA DE CONTENIDOS .............................................................................................. 9 1.1. Introducción ......................................................................................................... 16. 1.2. Sistema eléctrico de potencia .............................................................................. 16. 1.2.1. Tipos de Sistemas Eléctricos ....................................................................... 17. 1.3. Fundamentos de las Protecciones ....................................................................... 19. 1.4. Requerimientos de los sistemas de protección .................................................. 19. 1.5. Protección de las líneas de transmisión.............................................................. 21. 1.6. Tipos de protecciones utilizadas en las líneas .................................................... 21. 1.6.1. Relevadores de Sobrecorriente .................................................................... 21. 1.6.2. Relevadores de Distancia ............................................................................. 22. 1.6.3. Protección diferencial o piloto ..................................................................... 27. 1.7. Factores que se deben tener en cuenta en el momento de elegir el sistema de. protección para una línea de trasmisión....................................................................... 29 1.8. Beneficios de la generación distribuida (GD) .................................................... 29. 1.9. Efecto de la generación distribuida en las protecciones ................................... 30. 1.10. Ventajas y desventajas de la GD. .................................................................... 31.

(10) 1.11. Nuevos requerimientos para las redes de distribución con GD ................... 32. 1.12. Conclusiones del capítulo ................................................................................ 33. Capítulo 2 ............................................................................................................................ 34 2.1. Introducción ......................................................................................................... 34. 2.2.. Composición de la red de 110 kV de la provincia Villa Clara ......................... 34. 2.3. Descripción de la Barra Santa Clara 220 kV (CLARAN 110 kV) .................. 36. 2.4. Descripción de la Subestación Calabazar 110 kV ............................................. 36. 2.5. Descripción de la Subestación SAGUA 110/34,5 kV ........................................ 37. 2.6. Descripción de la problemática existente ........................................................... 40. 2.7. Estado actual y futuro de las protecciones ....................................................... 41. 2.8. Características de las protecciones P143 y P442 ............................................... 42. 2.8.1 Potencialidaes del relé P143 ............................................................................. 42 2.8.2 2.9. Potencialidades del relé P442....................................................................... 44. Funciones de protección utilizadas ..................................................................... 45. 2.10. Criterios de ajustes ........................................................................................... 46. 2.10.1. Ajuste ∂F/∂T .................................................................................................. 46. 2.10.2. Secuencia negativa ........................................................................................ 46. 2.10.3. Conductor roto .............................................................................................. 47. 2.10.4. Protección de falla de interruptor ............................................................... 47. 2.10.5. Reenganche trifásico .................................................................................... 49. 2.10.6. Sobrecorriente controlado por voltaje ........................................................ 49. 2.11 Balance económico preliminar ............................................................................... 49 2.12 Conclusiones del capítulo ........................................................................................ 52 Capítulo 3 ............................................................................................................................ 53.

(11) 3.1 Introducción .................................................................................................................. 53 3.2. Ajuste de las protecciones Sagenlace110-SG102-CA101 (mirando hacia. CLARAN110) ...................................................................................................................... 53 3.2.1. Ajuste de las funciones de distancia CA101 ................................................... 53. 3.2.2. Ajuste de las funciones de sobrecorriente de fase y tierra CA101 ............... 57. 3.2.3. Ajuste de las funciones de distancia SG102 ................................................... 59. 3.2.4. Ajuste de las funciones de sobrecorriente de fase y tierra............................ 60. 3.2.5. Ajuste del enlace ............................................................................................... 61. 3.2.5.1 Umbral de elemento instantáneo ................................................................... 61. 3.3. 3.2.5.2. Umbral de tiempo definido ...................................................................... 61. 3.2.5.3. Umbral de tiempo inverso ........................................................................ 62. Ajuste del relevador SG101 (mirando hacia CLARAN110) ................................ 63. 3.3.1. Ajuste del relevador de distancia SG101 - SCLARAN110 (Sin Héctor. Rodríguez ........................................................................................................................ 64 3.3.2 Ajuste de las funciones de sobrecorriente de fase y tierra. ................................ 64 3.3.3. Ajuste del relevador de distancia SG101 (SG101-HR101- SCLARAN110). con Héctor Rodríguez ..................................................................................................... 65 3.4. Ajuste del 8430 (8430- Sagenlace110 mirando hacia Sagua110, sin Héctor. Rodríguez) ........................................................................................................................... 67 3.4.1. Ajuste del relevador de distancia 8430 ........................................................... 67. 3.4.2. Ajuste de las funciones de sobrecorriente de fase y tierra del 8430 ............ 69. 3.5. Ajuste HR102- Sagenlace110 (mirando hacia la barra de 34,5kV) .................... 70. 3.6. Ajustes de las protecciones 8330-CA102-Sagenlace110 ........................................... 71 3.7 Ajuste CA102- Sagenlace110 (mirando hacia la barra de 34,5kV).......................... 72 3.8. Ajuste de otras funciones ........................................................................................ 74.

(12) 3.8.1. Sobrecorriente de secuencia negativa ............................................................. 74. 3.8.2. Conductor roto ................................................................................................. 75. 3.8.3. Sobre y bajo voltaje .......................................................................................... 75. 3.8.4. Ajuste ∂F/∂T...................................................................................................... 76. 3.8.5.. Protección de fallo de interruptor................................................................... 76. 3.9 Conclusiones del capítulo ............................................................................................. 77 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................... 78.

(13) INTRODUCCIÓN Hoy en día el desarrollo tecnológico de la sociedad crece a gran ritmo, y con la necesidad de un servicio eléctrico con la mayor calidad y continuidad posible. En estas condiciones no es solo el aumento de la demanda la principal preocupación de los especialistas del Sistema Electroenergético Nacional (SEN), sino, un grupo de eventos y averías que traen serias consecuencias para su funcionamiento. El más violento de estos eventos es el cortocircuito, que hace circular corrientes de alto valor por los equipos, provocando su deterioro o destrucción total, así como dañinos efectos en el sistema, que pueden ir desde el desbalance de potencia hasta la pérdida de estabilidad o colapso del mismo; por la que se hace necesaria la utilización de las protecciones. Hace ya más de un siglo tuvo lugar la implantación de la electricidad en un número significativo de ciudades y pueblos, esto es algo tan natural que frecuentemente no se concibe que pueda producirse su falla. La sociedad moderna sería incapaz de sobrevivir si le faltara el servicio eléctrico actual, por ello se debe asegurar que existan varias fuentes de suministro en las redes, así como su interrelación para aumentar la fiabilidad de las mismas. Las protecciones, son un conjunto de equipos que se encargan de la limpieza de una falla en el menor tiempo posible, enviando la circulación de elevadas corrientes (Altuve, 1991), (Mason, 1956). Para poder cumplir con la mayoría de los requisitos de calidad, un factor importante es contar con un sistema de protecciones diseñado, construido y operado que permita tener sistemas eléctricos confiables y seguros. La red eléctrica cubana también ha estado atendiendo las exigencias necesarias para tener un servicio eléctrico de calidad por lo que hace algún tiempo se han venido haciendo cambios y mejoras en la red, dentro de los que se pueden mencionar la construcción de subestaciones, instalación de protecciones modernas entre otros. La región Santa Clara – Sagua – Calabazar solo se alimenta de la barra de 110kV de Santa Clara por dos líneas radiales. En los últimos años se ha incorporado generación distribuida fuel oil en la subestación Sagua y Calabazar, por lo que se tiene contribución a los.

(14) cortocircuitos por varios extremos, lo que convierte la red radial en un lazo de operación en uno complejo. Lo anterior lleva a un cambio en los esquemas de protecciones acorde con este tipo de red (Altuve, 1991), (Mason, 1956), (Ramírez, 2005), (Hewiston et al., 2004), (Areva, 2002), (ABB, 1994), (ABB, 1999) (Blackburn, 2007), (Westhinghouse, 2002), (Iriondo, 1999), (Prévé, 2006) (Elmore, 2002). La subestación Calabazar es una derivación que no tiene equipamiento de protecciones, por lo que resulta necesario hacer una reconversión en esta subestación para la eliminación de la derivación que será alimentada de una de las líneas Sagua – Santa Clara, lo que ayudará a mejorar la operación de la red y la respuesta de las protecciones. Por último como parte de la política cubana en cuanto al uso de energías renovables en la zona está planificada para el 2019 la construcción de una bioeléctrica de 20 MW en el CAI Héctor Rodríguez para lo que se propone la alimentación desde una de las líneas Santa Clara – Sagua (8430-SG101) con una estación de “stwicheo”. Problema científico ¿Cuál es el ajuste adecuado para las protecciones de la región de Sagua, Calabazar y Santa Clara ante las nuevas inversiones en la red eléctrica de Villa Clara? Objetivo general Ajustar las protecciones de la zona Sagua, Calabazar y Santa Clara que garanticen seguridad y fiabilidad a la red eléctrica de dicha región ante las modificaciones actuales y futuras. Objetivos específicos 1. Fundamentar el funcionamiento de las protecciones. 2. Actualizar el PSX de la provincia Villa Clara después modernizada la Cloro Sosa. 3. Determinar el comportamiento de los niveles de cortocircuito en diferentes barras del sistema eléctrico de la provincia. 4. Analizar los flujos de carga ante la modernización de la Cloro Sosa. 5. Ajustar las protecciones existentes en la zona.. Objeto de Estudio.

(15) Protecciones eléctricas. Justificación y viabilidad Esta investigación se justifica por la necesidad y petición de la Empresa Eléctrica ya que es una problemática existente en la red eléctrica de la provincia que afecta la operación segura y confiable y es viable pues se cuenta con el software PSX para realizar las simulaciones necesarias. Una vez actualizado el sistema eléctrico de la provincia, y en especial la región en estudio se podrá garantizar:  Proteger al sistema ante contingencias.  Lograr un servicio eléctrico con calidad.  Disponer de los ajustes de las protecciones necesarias para mejorar la operación de la red y un balance preliminar económico. Se limita la investigación en dependencia de la recopilación de los datos necesarios para poder actualizar la red eléctrica. Tipo de investigación. Tipo de estudio Teórico-práctica. Estructura del trabajo En el capítulo 1 se hace una revisión bibliográfica en la cual se brindan teorías, conceptos y parámetros básicos acerca de las protecciones eléctricas. Además, se abordan con especial énfasis temas sobre la protección de distancia. En el capítulo 2 muestra una descripción de la red de la provincia con todos los cambios, se explica detalladamente la situación existente en la zona de estudio y se exponen las potencialidades de los relevadores instalados. El capítulo 3 se centra en el cálculo de los valores de ajustes de las protecciones, siempre tratando de explotar al máximo todas las posibilidades que brindan los relevadores..

(16) Capítulo 1 Las Protecciones Eléctricas en los Sistemas Eléctricos de Potencia. 1.1. Introducción. A partir del descubrimiento de la energía eléctrica y su papel tan importante en la humanidad se han desarrollado fuentes de energía para ejecutar trabajos útiles para un mayor desarrollo industrial y así crear una sociedad moderna con mejor calidad de vida. Las líneas de transmisión constituyen el elemento principal que sirve para transportar la energía eléctrica de un lugar a otro. Estas se pueden clasificar por su tipo de configuración en líneas radiales, anilladas, paralelas o multiterminales. Se hace necesario proteger los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) ante la ocurrencia de fallas tanto en las líneas de transmisión como en todos los elementos del sistema eléctrico para lograr brindar un servicio eléctrico de calidad con el menor número de interrupciones a los usuarios posibles. En el presente capítulo se exponen las características fundamentales de los SEP, de las protecciones de sobrecorriente y distancia. Además ofrece varios conceptos sobre le Generación Distribuida, que son importante tener en cuenta en los nuevos escenarios de operación de la red eléctrica de Villa Clara. 1.2. Sistema eléctrico de potencia. El Institute of Electrical and Electronics Engineer (IEEE –Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos), ha realizado una de las definiciones más aceptadas a escala mundial que define un Sistema de Potencia como: “Una red formada por unidades generadoras eléctricas, cargas y/o líneas de transmisión de potencia, incluyendo el equipo asociado, conectado eléctricamente o mecánicamente a la red” [Francisco M. Gonzalez-Longatt, 2008.]. El sistema eléctrico de potencia es un conjunto de elementos que tiene como fin el generar, transformar, transmitir, distribuir y consumir la energía eléctrica de tal forma que se logre la mayor calidad al menor costo posible. Está compuesto por plantas generadoras que.

(17) producen la energía eléctrica consumida por las cargas, una red de transmisión y de distribución para transportar esa energía de las plantas a los puntos de consumo, así como el equipo adicional necesario para lograr que el suministro de energía se realice con las características de continuidad de servicio, regulación de voltaje y control de frecuencia requeridas. []. VIQUEIRA, 2004]. En la exvoltaje de las redes eléctricas conviven varias formas de estructuración: sistemas aislados, locales, nacionales, regionales. Han predominado unos u otros según la geografía y los tiempos, pero la prioridad actual será la de universalizar el servicio eléctrico para erradicar la pobreza y reducir las inequidades territoriales [Carrizo, S, 1852-7175]. 1.2.1. Tipos de Sistemas Eléctricos. Un sistema eléctrico dependiendo de su confiabilidad se puede clasificar en tres tipos: 1. Sistema radial En un sistema radial las cargas tienen una sola alimentación, de manera que una falla en la alimentación produce una interrupción en el suministro, por lo tanto su fiabilidad es baja. Este sistema es menos confiable pero más económico desde el punto de vista constructivo.. Figura 1.1. Sistema radial. 2. Sistema en anillo. Con un sistema en anillo, figura 1.2 se tiene una doble alimentación y puede interrumpirse una de ellas sin causar una interrupción del suministro, el sistema es más confiable, pero más costoso..

(18) Figura 1.2. Sistema en anillo. 3. Red mallada. Con este tipo de sistema, figura 1.3, se aumenta el número de interconexiones y en consecuencia, la seguridad del servicio, es decir hay mayor confiabilidad pero también mayor costo.. Figura 1.3. Red mallada. El sistema eléctrico moderno está muy condicionado y sometido a severas exigencias de los usuarios, sobre todo, en cuanto a calidad y continuidad en el suministro se refiere. La energía eléctrica es uno de los recursos energéticos principales de la sociedad industrial actual y el usuario debe de disponerla instantáneamente, en la cantidad exacta que necesita en cada momento y además, a voltaje y frecuencia correctas. Para cumplir estos requisitos es necesaria una planificación minuciosa y un diseño esmerado de las instalaciones de generación, transformación, transporte y distribución, que garanticen el buen servicio que exige el usuario a este complejo sistema de redes eléctricas. Las condiciones ambientales del entorno también imponen hoy en día condiciones muy severas al sistema. Sus diseños.

(19) deberán evitar que se produzca polución de cualquier tipo en el ambiente y no permitirán que distorsionen la estética de los distintos lugares. En este aspecto, las empresas productoras y distribuidoras de energía eléctrica, se ven cada vez más obligadas a ajustarse a normas muy severas a la hora de desarrollar y realizar sus proyectos [VIQUEIRA, 2004]. 1.3. Fundamentos de las Protecciones. La función principal de los relevadores de protección es poner fuera de servicio algún elemento del sistema de potencia cuando este sufre un cortocircuito o cuando opera de manera anormal y que podría causar daño o interferir con la operación efectiva del resto del sistema eléctrico. El equipo de protección es ayudado en esta tarea por los denominados interruptores que son capaces de desconectar la falla. Una función secundaria de los relevadores de protección es proveer indicación de la localización y tipo de falla. Dentro de la protección existe la protección “primaria” y la protección “respaldo”. La protección primaria es la primera línea de defensa, mientras que la protección de respaldo funciona solamente cuando la protección primaria falla. Como en otras partes de un sistema de potencia, los relevadores de protección deben ser evaluados con base en su contribución al mejor servicio posible al cliente. La contribución de los relevadores de protección es ayudar al resto del sistema de potencia a funcionar de la forma más eficiente y efectiva posible frente a un evento de falla en el sistema. [ M. C. Russell, 1967 ]. Cuando una falla ocurre, los relevadores de protección ayudan a reducir: . El costo de reparar el daño.. . La probabilidad que el problema pueda expandirse e involucrar otros equipos el sistema de potencia.. . El tiempo que el equipo fallado está fuera de servicio.. . La pérdida en ingresos y la imagen de la empresa eléctrica mientras el equipo está fuera de servicio.. 1.4. Requerimientos de los sistemas de protección. Desde los propios inicios y casi simultáneo al surgimiento de los sistemas eléctricos, el hombre vio la necesidad de implementar dispositivos que fuesen capaces de brindar.

(20) protección a los diferentes elementos que lo conforman. A razón de lo antes mencionado es que se da inicio a la obra creadora que perdura hasta los días de hoy. El objetivo de los sistemas de protección es aislar del servicio lo más rápido posible cualquier equipo del sistema de potencia que comienza a operar en una forma anormal. El propósito, es también, limitar el daño causado a los equipos de potencia, y sacar de servicio el equipo en falla lo más rápido posible para mantener la integridad y estabilidad del sistema de potencia. (Son 1956) Para que un sistema de protección pueda realizar sus funciones en forma satisfactoria debe cumplir con las siguientes características (Altuve, 1991), (Mason, 1956), (Ramírez, 2005), (Hewiston et al.,2004), (Areva, 2002), (ABB, 1994), (ABB, 1999) (Blackburn, 2007), (Westhinghouse, 2002), (Iriondo, 1999), (Prévé, 2006) (Elmore, 2002).. ajuste, o de referencia, con mínima zona muerta o de indefinición. ctar un determinado tipo de anomalía en un determinado componente o equipo del sistema de potencia y no operar ante otro tipo de anomalía o ante anomalías en otros equipos. dos.. período de tiempo.. falta o condición anormal en el sistema eléctrico de potencia, o sea que no opere cuando no corresponde que lo haga. Otra característica deseable en un sistema de potencia es su disponibilidad (porcentaje del tiempo estipulado, en que el equipo o parte del sistema de potencia está disponible para ser operado o utilizado)..

(21) 1.5. Protección de las líneas de transmisión. Las líneas son los elementos del sistema eléctrico que interconectan dos o más subestaciones. Por su longitud y cantidad en un sistema eléctrico las líneas de transmisión están más expuestas a los cortocircuitos que otros elementos del sistema. Pueden ser protegidas por varios tipos de relés dependiendo del tipo de requisito que debe cumplir en el sistema por estas protecciones. Entre estos relés se encuentran los sobrecorrientes, direccionales o no, distancias y piloto 1.6. Tipos de protecciones utilizadas en las líneas. Se describirán algunas de las protecciones eléctricas más utilizadas para las subestaciones y líneas eléctricas. Las protecciones usadas para proteger las líneas o cables de trasmisión son: - Relé de sobrecorriente - Relé de distancia - Relé de distancia con comunicación - Relé diferencial de línea 1.6.1 Relevadores de Sobrecorriente La protección de sobrecorriente es el primer tipo de protección utilizada (Areva, 2002), son las más sencillas de las existentes (Ramírez, 2005). Se aplican para la protección de fase y tierra en las líneas radiales, no necesitan direccionalidad, hay flujo de potencia en un solo sentido. Son sencillas pero necesitan ser reajustadas frecuentemente al cambiar la configuración o la carga del sistema. Pueden ser instantáneas y con retardo de tiempo. Estas últimas pueden ser tiempo definido o tiempo inverso. La protección de sobrecorriente tiempo definido tiene limitaciones prácticas entre las que se encuentran: no coordinar adecuadamente con los fusibles y otros dispositivos de protección con características de tiempo inverso y ser afectadas por los altos valores transitorios de corriente que se originan al restablecer el servicio después de una interrupción prolongada o un cortocircuito transitorio..

(22) 1.6.1.1 La protección de Sobrecorriente Direccional La protección de sobrecorriente direccional está capacitada para distinguir el flujo de corriente en una dirección o la otra en un circuito de corriente alterna, reconociendo las diferencias en el ángulo de fase entre la corriente y una magnitud denominada de polarización. Esta capacidad de distinguir entre un flujo de corriente en una dirección y otra depende de la selección de la magnitud de polarización. La protección direccional de sobrecorriente es una combinación de la protección de sobrecorriente y la direccional. Se utilizan para líneas con alimentación bilateral o lazos con una sola fuente de alimentación, donde la corriente de falla y de carga puede fluir en ambos sentidos. Por lo tanto la protección de la línea debe distinguir si el sentido del flujo de potencia está en el sentido que le corresponde a la línea que protege. Como la protección opera solo para las fallas que se corresponden con la dirección de disparo evitan la complejidad en la coordinación y por lo tanto no comprometen la protección de la línea. 1.6.2 Relevadores de Distancia Los relevadores de distancia se prefieren a los de sobrecorriente porque no se ven tan afectados por los cambios en la magnitud de la corriente de cortocircuito, como los de sobrecorriente y de aquí, que se vean mucho menos afectados por los cambios en la capacidad de generación y en la configuración del sistema. Esto se debe a que logran la selectividad con base en la impedancia, relación voltaje – corriente, en lugar de basarse en la corriente. Es esencial que cualquier falla en un sistema de potencia sea despejada rápidamente, de otro modo puede resultar en la desconexión de muchos consumidores, pérdidas de estabilidad en el sistema y daño a los equipos. La protección de distancia reúne los requerimientos necesarios de confiabilidad y de velocidad para proteger esos circuitos y por estas razones es ampliamente usado en la protección de líneas de transmisión. Es decir, la mayor ventaja de los relevadores de distancia es que la zona de operación es una función de la impedancia de la línea protegida, la cual es una constante, y es relativamente independiente de las magnitudes de corriente y voltaje. Los relevadores de.

(23) distancia tienen alcance fijo, al contrario de los relevadores de sobrecorriente para los cuales la zona de protección varía con respecto a los cambios en la impedancia de la fuente. Estos tipos de relevadores responden a la impedancia entre la localización del relevador y la localización de la falla. De esta forma el relevador mide la distancia a la falla en la línea de transmisión. Las principales ventajas de este principio son:  Alcance fijo como una función de la impedancia de línea protegida, la cual es virtualmente constante y a la vez independiente del sistema de operación y niveles de falla sobre un muy amplio rango.  Capacidad para operar a corrientes de falla cercanas o menores que la máxima corriente de carga. Los relevadores de distancia son más complejos y costosos que los relevadores de sobrecorriente y pueden ser aplicables a bajas tensiones, pero no son extensamente usados excepto para casos especiales debido a su alto costo. Esta situación está cambiando con el advenimiento de relevadores de distancia basados en microprocesadores. [J. L. Q. Pac, 1999]. Los relevadores de distancia pueden ser clasificados de acuerdo a la forma de sus zonas de operación. Cuatro tipos de relevadores mostrados en la figura 1.4 son reconocidos de acuerdo a la forma de sus zonas de operación:. Figura 1.4. Tipos de características de relevador de distancia..

(24) De la figura 1.4 la gráfica (a) corresponde a relevadores tipo impedancia, (b) son relevadores mho o admitancia (los más comúnmente usados [ C. R. Mason. (1956).] [ C. R. Mason. (1956).], (c) relevadores de reactancia y (d) relevadores cuadrilaterales. Los relevadores de impedancia tienen una forma circular centrada en el origen del diagrama de impedancia compleja R-X, requieren de un elemento direccional, son afectados por la resistencia del arco y por las oscilaciones de potencia. Los relevadores de admitancia (o mho) tienen una forma circular cuya circunferencia pasa a través del origen y son inherentemente direccionales, son tolerantes a las oscilaciones de potencia, pero afectados por la resistencia del arco. El relevador de reactancia tiene una zona límite definida por una línea en paralelo al eje R. La zona se extiende a infinito en tres direcciones como se muestra en la figura 1.6 c, no son afectados por la resistencia del arco. La característica cuadrilateral, como su nombre lo dice, es definida por cuatro líneas rectas, las cuales pueden ser ajustas de forma independiente y adaptadas al área de falla [M. C. Russell, 1967]. 1.6.2.1 Clasificación de las Líneas de Transmisión en: líneas Cortas, Medias o Largas Las líneas se deben clasificar según el valor del SIR (Source to Line Impedance Ratio) que no es más que la relación entre la impedancia de la fuente situada detrás de la protección y la impedancia de la línea (SIR = ZS/ZL donde ZS: impedancia del sistema, ZL =i mpedancia de la línea), y no solamente según su longitud, como se establece en la Guía de la IEEE, Standard C37.113-1999, así [17]: . Líneas Cortas: tienen un SIR mayor o igual 4.. . Líneas Medias: las que tienen un SIR entre 0.5 y 4.. . Líneas Largas: con un SIR menor o igual a 0.5.. Un valor de SIR alto implica que las tensiones en el sitio de ubicación del relevador serán bajas. La magnitud de las corrientes también puede ser baja si el SIR alto se debe más a una fuente débil que a una baja impedancia de línea. Las corrientes y tensiones bajas afectan la velocidad, alcance y direccionalidad de los relevadores de distancia. El valor del SIR es el factor que determina la precisión y velocidad con que operan los relevadores de distancia (zona1). Nótese que mientras más alto sea el SIR, más lenta es la operación del relevador. [J. Vásquez, 2006.].

(25) 1.6.2.2 Selección del Tipo de Característica Debido a que la resistencia de tierra puede ser tan variable, un relevador de distancia de tierra debe mantenerse prácticamente inafectado por las grandes variaciones en la resistencia de falla. Por lo que, generalmente se prefieren los relevadores de reactancia para la protección de tierra. En la protección de falla de fase, cada tipo ofrece ciertas ventajas y desventajas. Para secciones de líneas muy cortas, se prefiere el tipo de reactancia por la razón de que la mayor parte de la línea puede protegerse a gran velocidad. Esto se debe a que el relevador de reactancia prácticamente no es afectado por la resistencia de arco que puede ser grande comparada con la impedancia de la línea. Por otra parte, en ciertas secciones de un sistema los relevadores de distancia del tipo de reactancia, son los más inclinados a funcionar erróneamente ante oscilaciones de potencia a menos que se cuente con el equipo adicional de relevadores para impedir dicho funcionamiento. El tipo mho es el más adecuado para la protección de falla de fase para líneas largas, y en particular allí donde pueden presentarse ondas severas de potencia de sincronización. Cuando la protección mho se ajusta para proteger cualquier sección dada de línea, su característica de funcionamiento encierra el espacio mínimo en el diagrama R-X, lo que significa que esta será menos afectada por condiciones anormales del sistema, distintas de las fallas en las líneas; en otras palabras, es la característica más selectiva de todos los relevadores de distancia. El relevador mho es el más afectado por la resistencia de arco que cualquier otro tipo. El hecho de que esta combine las funciones direccionales y la medición de distancia en una unidad con un contacto la hace muy segura. El relevador de impedancia es el más adecuado para la protección en falla de fase en las líneas de moderada longitud que en las líneas muy cortas o muy largas. El arco afecta más a un relevador de impedancia que a uno de reactancia, pero menos que a un relevador mho. Las ondas de potencia de sincronización afectan menos a un relevador de impedancia que a.

(26) uno de reactancia, aunque lo afectan más que a un relevador mho. No hay una línea divisoria definida entre las áreas de aplicación donde uno u otro tipo de relevador de distancia sea el más adecuado. La característica cuadrilateral es la más moderna, cuyo ajuste resistivo y reactivo puede hacerse independientemente. De esa forma brinda un mayor cubrimiento a fallas resistivas y más tolerante a las oscilaciones de potencia de las líneas largas. En realidad, hay mucha superposición de tales áreas. Además, los cambios que se hacen en los sistemas, tales como la adición de terminales a una línea, pueden cambiar el tipo de relevador que resulte más adecuado a una sección particular. En consecuencia, para darse cuenta de las capacidades completas de la protección de distancia, se deberá utilizar el tipo más adecuado para cada aplicación [ C. R. Mason. (1956).]. 1.6.2.3 Zonas de Ajuste del Relevador de Distancia Para una correcta protección, un mínimo de dos zonas son necesarias debido a la incertidumbre de determinar si una falla lejana de la barra se localiza dentro o fuera de la línea protegida. Ambas zonas operan instantáneamente, sin embargo, una de estas (la zona 2) es retardada para proporcionar coordinación. Un temporizador (atraso de tiempo) fijo T 2 es usado. Se acostumbra aplicar una tercera zona para la protección auxiliar de la línea(s) remota(s). El método más común para proteger una línea, es la protección de distancia escalonada, donde el alcance del relevador está dividido en tres zonas [Altuve, Blackburn Areva] La primera zona, el relevador tiene que dar una señal de disparo instantánea, cubre entre el 80 y 90% de la línea a proteger. No se fija para un 100% para prevenir la operación en caso de falla en la línea siguiente, evitar el sobrealcance. La segunda zona, cubre entre el 120% y el 150% de la línea a proteger. En muchas aplicaciones es una práctica común ajustar a la segunda zona igual a la impedancia de la línea protegida más un 50% de la línea adyacente más corta, los tiempos de operación tienen un retardo de tiempo. La aplicación del retardo permite la operación coordinada para la zona I y zona II del relevador ubicado en cada línea. Se puede tener en cuenta para su ajuste el efecto de fuente intermedia en condiciones de máxima [Altuve,1991].

(27) La tercera zona, cubre más allá de la segunda zona. Por lo menos se ajusta a 1.2 veces la impedancia presentada al relevador para una falla en el extremo remoto de las líneas adyacentes. En algunos sistemas las variaciones de las fuentes de alimentación en puntos intermedios (“infeed”) en el nodo remoto pueden inhibir la aplicación de la protección de la zona 3, sin embargo, en sistemas radiales con alimentación en un solo extremo estas dificultades no se presentan. Los tiempos de operación tienen un retado de tiempo. La aplicación del retardo permite la operación coordinada para la zona II y zona III del relevador ubicado en cada línea. La figura 1.5 muestra los ajustes para un relevador de distancia de acuerdo a los criterios explicados anteriormente.. Figura 1.5. Ajustes de un relevador de distancia. 1.6.3 Protección diferencial o piloto La protección diferencia tiene selectividad absoluta. Compara las señales eléctricas provenientes de distintos puntos del elemento protegido, usualmente de sus extremos. Existen dos tipos de protecciones diferenciales: Las longitudinales. Comparación directa de las señales eléctricas provenientes de todas las interconexiones del elemento con el resto del sistema.

(28) Las transversales. Comparación directa de las señales eléctricas provenientes de dos o más circuitos que llegan a un mismo nodo En caso de la primera pueden compararse valores instantáneos (complejos) de las corrientes, sus módulos y fases, o solo sus fases. Con los módulos solo no se puede discriminar si el cortocircuito está fuera o dentro de las zonas protegidas. Se pueden aplicar a todos los elementos del sistema: generadores, motores, barras y transformadores, con un canal de comunicación alámbrico y en el caso de las líneas también se pueden utilizar canales de comunicación por hilo piloto, onda portadora, microonda, y fibras óptica. Las del segundo caso, pueden compararse los valores instantáneos, las fases o los módulos de las corrientes y también las potencias. Su aplicación está limitada a casos como el de dos o más líneas que salen de una barra, o el de dos o más pasos en paralelo del devanado del estator. Su canal de comunicación siempre será alámbrico. Una protección diferencial muy utilizada en la práctica es la de porcentaje diferencial, la cual brinda una buena sensibilidad para los cortocircuitos internos y garantiza la no operación para cortocircuitos externos [J. Vásquez, 2006] La protección piloto usada en las líneas brinda las mayores posibilidades de detección simultánea de fallas de fase y tierra para el 100% de la sección protegida, protección primaria ideal. Es un tipo de protección diferencial para la cual las señales de los terminales de la línea se comparan a través de canales de comunicación (pares telefónicos trenzados, onda portadora, microonda y fibra óptica), de manera que hay un interconexión directa de los equipos de protección (Blackburn, 2007). La protección se puede aplicar en todos los niveles de voltaje, pero la práctica actual es en líneas de más de 69 kV. Son clasificadas de acuerdo al uso del canal de comunicación utilizado (disparo, bloqueo, desbloqueo), por el principio de detectar la falla (protecciones direccionales de corriente, protecciones por comparación direccional) y por el tipo de canal utilizado (hilo piloto, onda portadora y microoonda). Entre las ventajas que se puede obtener con un disparo de los interruptores de forma simultánea en todos los extremos del elemento protegido se encuentran: •. Mejoramiento de la estabilidad transitoria del sistema eléctrico de potencia..

(29) •. Posibilidad de aplicar el recierre automático de alta velocidad, que si es exitoso mejora la estabilidad transitoria, reduce los tiempos de interrupción y mejora las condiciones de voltaje en parte de la carga.. •. Reducción de la posibilidad de daño de conductores y equipos debido a la corriente de falla.. 1.7. Factores que se deben tener en cuenta en el momento de elegir el sistema de. protección para una línea de trasmisión Los factores a tener en cuenta son los siguientes:  Tipo de circuito: cable, línea aérea, una línea, líneas en paralelo, etc.  Función e importancia de la línea: Qué efecto tiene la línea en la continuidad del servicio, tiempo que se requieren para despejar una falla y nivel de voltaje.  Otros requerimientos: compatibilidad con el equipamiento existente en las líneas y sistemas adyacentes. 1.8. Beneficios de la generación distribuida (GD). En los últimos años el uso de la GD ha incrementado, su implementación en los sistemas de distribución lo cual resulta beneficioso para el SEP y para los usuarios. Para las compañías eléctricas la GD tiene bastantes aspectos positivos, especialmente los relativos a la limitación de las picos de carga en la red de distribución y para diferir o evitar totalmente el costo en ampliaciones de la infraestructura de distribución. Por otra parte, puede ser incorporada al sistema eléctrico mucho más rápidamente que. las soluciones. convencionales, presentando, además, la notable ventaja de su capacidad de ser implantada por escalones suficientemente pequeños de forma que puede ajustarse estrictamente al crecimiento de la demanda. No obstante, existen también algunas desventajas, especialmente ligadas a las herramientas de planificación tradicionalmente utilizadas por las compañías eléctricas, herramientas que deben ser modificadas para adaptarlas a la nueva situación. Estos problemas afectan a ciertas áreas clásicas, por ejemplo la planificación de las ampliaciones de la red, y también a nuevos campos, como las herramientas de predicción de la generación y el control de ésta, que se encuentra distribuida en cientos de unidades dispersas..

(30) Entre los problemas que introduce la GD están los relacionados con los cambios en el flujo de las corrientes de cortocircuitos y su efecto sobre las protecciones eléctricas, más los problemas relacionados con la estabilidad del sistema. Estas desventajas se pueden reducir por la adopción de medidas adecuadas y por las ventajas propias que tiene acentuadas por los avances tecnológicos. 1.9. Efecto de la generación distribuida en las protecciones. Los esquemas de protección de los sistemas radiales están acordes a los niveles de cortocircuito, corrientes de carga máxima, voltaje del sistema y nivel de aislamiento. La adición de GD en los alimentadores altera los flujos de corriente en varias partes del alimentador de acuerdo al lugar del cortocircuito. Pueden ocurrir operaciones incorrectas, fallo de los esquemas de fusibles, reducción del alcance potencial de localizar fallas de la protección. El problema en general es a causa de que las redes eléctricas están diseñadas para transmitir la potencia en un solo sentido, direccionalmente, es decir redes pasivas, llevando la potencia desde centrales generadores hasta las distintas cargas. Esto significa, que la potencia va desde altos valores de voltaje a valores más bajos usados por los usuarios. Las corrientes de falla circulan por lo tanto de manera similar. Con estos conceptos expuestos anteriormente las protecciones de los alimentadores son fáciles de ajustar. (Mäki et al., 2006) Al adicionar a la red la GD las redes que antes eran pasivas se tornan activas. Por lo que todos estos conceptos pierden validez, ya que los niveles de cortocircuito se incrementan además de que puede variar la dirección de los mismos haciendo necesario un esquema de protecciones en la que se puedan tener en cuenta todos estos fenómenos. Por lo tanto los esquemas de protección convencionales se tornan inapropiados. (Knazkins, 2004) Esto está avalado por los recientes estudios realizados en los cuales se puede observar como disminuye la sensibilidad al encontrarse en varios nodos de la red de generadores pequeños. La introducción de un generador en cualquier punto de la red puede ocasionar algunas complicaciones en lo que respecta a la coordinación de las protecciones. Esto es debido principalmente a que cada vez que aparece una falla, ahora existen varios caminos de.

(31) aporte de corriente al lugar de la falla, ocasionando en múltiples ocasiones descoordinaciones entre los elementos de protección. La conexión de GD en las redes de distribución convierte a los sistemas simples en redes complicadas. Los sistemas radiales tendrán ahora múltiples fuentes, las cuales hacen cambiar el flujo de la corriente de falla. Los esquemas de protección tradicionales se convierten en no efectivos (Dugan & McDermott, 2001). Estudios realizados en estas redes han mostrado los siguientes problemas en las protecciones (Kauhaniemi & Kumpulainen, 2004):  Falso disparo de los alimentadores.  Disparo molesto de unidades de producción.  Incremento o decrecimiento de los niveles de falla.  Aislamiento no deseado.  Recierre no sincronizado.  Prevención del recierre automático. 1.10. Ventajas y desventajas de la GD.. El auge de los sistemas de generación distribuida se debe a las ventajas que esta tecnología brinda, tanto para el usuario como para la red eléctrica. Entre estas ventajas se encuentran las siguientes: Para el usuario produce un aumento en la fiabilidad del suministro de energía, pues se reduce el número de interrupciones. . Brinda una energía con mayor calidad al encontrarse las fuentes más cercanas al consumidor.. . Las caídas de voltaje son mucho menores.. . Fuerte tendencia a reducir los costos.. . Facilidad de adaptación a las condiciones del sitio donde se instalan las fuentes.. . Disminución de las emisiones contaminantes al hacer uso de las energías renovables, implicando un menor impacto medioambiental.. . Atrasa las grandes inversiones Para el suministrador:. . Reduce las pérdidas de transmisión y distribución..

(32) . Abastece zonas remotas. ∗ Libera capacidad del sistema.. . Proporciona mayor control de la energía reactiva.. . Mejor regulación de voltaje. ∗ Reduce el índice de fallas.. . Retarda las inversiones.. Las principales desventajas que actualmente impiden la implementación y el crecimiento de los sistemas de generación distribuida son las siguientes: Barreras Tecnológicas: Todavía existe una falta de conocimiento de las tecnologías de generación distribuida; muchas de ellas aún están en etapa de investigación con un alto costo asociado. Redes de distribución típicamente radiales: Están diseñadas para llevar el flujo de energía en una sola dirección, mientras que la generación distribuida implica que los flujos de potencia se muevan en ambas direcciones, por lo tanto surge la necesidad de tener sistemas de distribución enmallados o en anillo. Barreras de regulación y de mercado: En muchos países subdesarrollados, los sistemas regulatorios no consideran a la generación distribuida como un aspecto diferente a la generación convencional, y no se ven estimuladas (no incluye a Cuba). [http://www.conae.gob.mx/wb/distribuidor.jsp?seccion=1680] 1.11. Nuevos requerimientos para las redes de distribución con GD. El conectar GD a una red de distribución es siempre una tarea compleja. En la mayoría de los países se realizan estudios técnicos detallados y se establecen normativas para la interconexión, las cuales no son de fácil creación dada la variedad de tecnologías de GD. Desde el punto de vista técnico hay dos aspectos predominantes: el control y la protección. El término control se refiere al control de voltaje y como es lógico, este está unido al control de la frecuencia y la potencia en situaciones importantes. La protección se convierte en importante no solo por el problema monetario, en cuanto a los posibles daños si la falla no se elimina a tiempo, sino también por problemas de seguridad. La protección con GD tiene conceptos, métodos y problemas que resolver. Entre ellos están: (Kauhaniemi, 2005)  La protección de pérdida de la principal.  Las funciones de autorecierre.  Los cambios de los niveles de fallas..

(33)  Coordinación de las protecciones.  La localización de fallas. Como resulta lógico, hay varias formas de solución a estos problemas y que resultan novedosas, y algunas de ellas se pueden adoptar desde la red de alto voltaje.. 1.12. Conclusiones del capítulo. Como se puede apreciar en lo anteriormente expuesto las protecciones eléctricas juegan un papel de vital importancia en los Sistemas Eléctricos de Potencia, es por ello que el contar con un buen funcionamiento de los mismos, garantiza un servicio de alta calidad y fiabilidad. Las protecciones de sobrecorriente no siempre pueden hacer frente a las fallas que se presentan en la red eléctrica pero cuando se combinan con las protecciones de distancia se logra un sistema de protecciones confiable. Después de la introducción de la GD el sistema de protecciones de la zona queda desactualizado. Puede existir operación innecesariamente para fallas en otras zonas de protección, producto de la contribución de la GD a la fall.

(34) Capítulo 2 Descripción de la problemática existente en la región de estudio Santa Clara 110, Sagua y Calabazar. Criterios de Protecciones a Instalar. 2.1. Introducción. El presente capítulo muestra la composición de la red eléctrica de la provincia de Villa Clara, cuenta con una descripción de las subestaciones Santa Clara 110, Sagua y Calabazar que son el centro de la investigación pues se desea calcular el ajuste de las protecciones instaladas en esta zona teniendo en cuenta la puesta en servicio de la bioeléctrica Héctor Rodríguez. Se exponen los posibles relevadores a utilizar y las potencialidades, características y criterios de ajuste de los relevadores que se proponen instalar que son de la firma AREVA, MICOM serie P442 y P143. 2.2.. Composición de la red de 110 kV de la provincia Villa Clara. La red de la provincia Villa Clara (figura 2.1) está compuesta por una subestación de 220/110 kV (Yabú) que tiene enlaces por la red fundamental de 220kV con la subestación Guiteras 220 kV, Tuinicú 220 kV y Cienfuegos 220 kV. Además, cuenta con nueve subestaciones de 110/34,5 kV (Sagua 110, Placetas 110, Santa Clara Industrial, Santa Clara 110, Remedios 110, La Moza 110, Santo Domingo 110, Calabazar 110 y Camajuaní 110). La subestación Cruces 110 aunque pertenece a la provincia de Cienfuegos es atendida también por Villa Clara. Existen en explotación en la provincia dos subestaciones de 110/13,8 kV (Gran Panel y Santa Clara Industrial) y en proyecto tres subestaciones más. Se espera que en un futuro cercano en Caibarién se construya una subestación de 110/34,5 kV dado el crecimiento de carga de esa zona, atendida actualmente por la subestación Remedios 110 kV, implicando la construcción de líneas de 110 kV entre Remedios y esta ciudad..

(35) Figura 2.1. Composición de la red de 110 kV de la provincia Villa Clara. Fuente OBE Provincial. La provincia cuenta con la Hidroeléctrica de la Hanabanilla de 45 MW, limitada en estos momentos a dos máquinas y por la falta de agua producto de la sequía. Además cuenta con 10 centrales azucareros que sincronizan al SEN al igual que cinco mini-hidroeléctricas en el municipio montañoso de Manicaragua. Debido a la implementación de la generación distribuida existen diferentes emplazamientos de grupos electrógenos Diésel y Fuel Oil como se muestra en la Tabla 2.1. Estos grupos han hecho más compleja la red de 110 kV desde el punto de vista de las protecciones eléctricas ya que en muchos casos las líneas han dejado de ser radiales como es el caso de la región en estudio. Las protecciones que existen no están cumpliendo bien con los requerimientos necesarios para brindar fiabilidad y seguridad a la red cuando existan fallas en la misma..

(36) Tipo. Unidades. Potencia (kVA). Potencia Total (kW). Potencia Efectiva Total (kW). Puesta en marcha. Santo Domingo Bermejal Ranchuelo Cifuentes SC 110 Diesel SC IND Diesel. Aislado. Batería. 2 MTU 2 MTU 4 MTU 2 MTU 8 MTU 16 MTU. 2 360 1 150 2 360 2 360 2 338 2 338. 3 776 1 840 7 552 3 776 14 963 29 926. 3 021 1 472 6 042 3 021 11 970 23 941. oct-05 oct-05 dic-05 abr-06 may-06 may-06. Remedios Diesel. Batería. 16 MTU. 2 338. 29 926. 23 941. jul-06. Placetas Diesel. Batería. 8 MTU. 2 338. 14 963. 11 970. ago-06. SC 110 Fuel Oil. Batería. 12 MTU. 1700. 20400. 16320. jun-08. SC IND Fuel Oil Sagua Fuel Oil Calabazar Fuel Oil. Batería Batería. 12 MTU 12 MTU. 1700 1700. 20400 20400. 16320 16320. nov-08 ago-08. Batería. 8 MTU. 1700. 13600. 10880. feb-09. Emplazamiento. Aislado Aislado Aislado Batería. Tabla 2.1. Emplazamientos de la Generación Distribuida en la Provincia. 2.3 Descripción de la Barra Santa Clara 220 kV (CLARAN 110 kV) De esta barra ubicada en la subestación Yabú 220 kV salen las líneas que van para Placetas (8420), Gran Panel (8390), Santo Domingo (SC114), Camajuaní (8340), la doble línea (8400-9110), (8360-9190) que alimenta la Subestación de Santa Clara Vieja, y la doble línea a Sagua,(8430-SG101) y (8430-SG102) donde actualmente se encuentran las derivaciones a Calabazar. 2.4 Descripción de la Subestación Calabazar 110 kV La subestación Calabazar 110 kV (figura 2.2) tiene dos alimentaciones, ambas desde Santa Clara 220 kV, está equipada por un transformador de 25 MVA y sus salidas son para Camajuaní, el Santo y Sagua..

(37) Figura 2.2. Subestación Calabazar 110 kV. En esta subestación existen grupos electrógenos de fuel oil que en la ocurrencia de un cortocircuito de encontrarse trabajando contribuirán a la corriente de cortocircuito por 110 kV, esta es una de las razones por lo que las líneas Santa Clara – Sagua dejan de ser radiales. 2.5. Descripción de la Subestación SAGUA 110/34,5 kV. La subestación Sagua 110 kV fue construida alrededor de 1980, ubicada al oeste del municipio Sagua la Grande, en la carretera que direcciona hacia Quemado de Güines. Se encuentra entre las mayores instalaciones de su tipo en la provincia Villa Clara y brinda servicio a consumidores de tipo social y económico, entre ellas la empresa Electroquímica Cloro Sosa única de su tipo en el país. Su alimentación se realizaba desde la subestación Santa Clara 220 kV mediante dos líneas radiales, interruptores 8330 y 8430 respectivamente, con derivación a la subestación Calabazar 110 kV (figura 2.3). Por lo tanto el esquema de protecciones se corresponde con este tipo de red (Altuve, 1991), (Blackburn, 2014)..

(38) Figura 2.3. Esquema de alimentación actual a la subestación Sagua 110 kV. La introducción de la generación distribuida (GD) en Sagua y Calabazar ha cambiado la configuración de la red eléctrica de esta zona convirtiéndola en un lazo complejo desde el punto de vista de operación y protección eléctrica. La misma trae un conjunto de ventajas técnicas, pero a su vez han aparecido, otro conjunto de problemas técnicos en el sistema de protecciones, solubles pero que conllevan varios estudios (Kauhaniemi et al., 2005), (Zeballos & Vignolo, 2000). A lo anterior se le adiciona la futura construcción de la bioeléctrica en la industria azucarera Héctor Rodríguez. Actualmente en Sagua hay instalada GD con tres emplazamientos de fuel oil, cada uno con cuatro máquinas de 1,67 MVA, marca Hyundai coreana, con una potencia total de 20 MVA trabajando a tiempo completo por lo que llegan a tener un aporte significativo al sistema, acompañado también, de las generación en tiempo de zafra de sus CAI vecinos. Registra actualmente una demanda máxima de 17,4 MVA por la madrugada, 29,6 MVA por el día, siendo de 35,5 MVA su pico máximo. Otra razón más para que las líneas Santa Clara – Sagua dejen de ser radiales. Por 110 kV, la subestación se caracteriza por un esquema de barra auxiliar y barra principal seccionalizada (figura 2.4). Se conecta mediante desconectivos a dos transformadores de origen ruso, T-1 y T-2 ambos de 25 MVA, 110/34,5 kV cada uno con interruptores totalizadores por el lado de 34,5 kV (1200 y 1465)..

(39) Por baja (34,5kV) el esquema cuenta con una barra auxiliar (BUS AUX) y la barra principal seccionalizada en la barra 1 (BUS 1) y la barra 2 (BUS 2) por medio del interruptor 1460. El BUS 1 tiene conectados los alimentadores 1205 y 1220 además de la Batería1 del grupo eléctrico fuel oil (GE Fuel) por el interruptor 6333 y el BUS 2 tiene conectados los alimentadores 1210, 1215 y 1455 además de las Baterías 2 y 3 (GE Fuel) por los interruptores 6337 y 6341 respectivamente.. Figura 2.4. Esquema actual de la subestación Sagua 110 kV Un filtro de armónicos (fundamentalmente para el 5to armónico cuando alcanza una carga máxima de 6.0 MW donde hay una entrega de reactivo a la barra 1 de Sagua) con un banco de capacitores de 6,5 MVA y 5 CMVAr conectados al alimentador 1220, Cloro Sosa. Por el circuito 1220 (línea expresa) se alimenta la planta Cloro Sosa perteneciente a la Empresa Electroquímica, normalmente están conectados dos consumidores más, la Fábrica de Hielo y la Empresa de Lácteos. Por esta barra también existe un esquema de.

(40) alimentación que aumenta la fiabilidad de la industria pues en caso de falla del 1220 la industria puede enlazarse con los alimentadores 1215 o 1205 a través de interruptores en aire para casos de avería. Sin embargo estos esquemas no se operan de forma automática por lo requieren retardos de tiempos de operación, que aunque no son grandes no asegurando así el suministro continuo. En condiciones normales de operación los cuatro alimentadores de Sagua 110 kV (1205, 1210, 1215 y 1220) brindan servicio a los municipios de Sagua, Quemado de Güines y parte de los municipios de Corralillo y Cifuentes. Los transformadores T-1 y T-2, operan con enlace de barras normalmente abierto por 34,5 kV. El transformador T-2 en tiempos de zafra azucarera posee tres industrias de este tipo, estando ellas sincronizadas al SEN, el CAI Panchito Gómez Toro con 6,5 MW, es decir dos turbogeneradores, uno de 4 MW y uno de 2,5 MW, el CAI Quintín Banderas con 8,5 MW, tres turbogeneradores, uno de 4 MW, uno de 2 MW y uno de 2,5 MW y el CAI Héctor Rodríguez 8 MW, dos turbogeneradores de 4 MW. El transformador T-1 posee un alimentador que brinda servicio exclusivo a la fábrica Cloro Sosa, siendo este su principal cliente, además brinda servicio al municipio Sagua teniendo entre sus principales clientes: Fundición 9 de Abril, Electroquímica y Fábrica de Bujías. 2.6. Descripción de la problemática existente. En un futuro cercano se proyecta la instalación de una Bioeléctricas en el CAI Héctor Rodríguez, de manera que existirá un cambio en el comportamiento de la red eléctrica de la provincia, en especial en esta zona, pues se planea un doble circuito a 110 kV conectado mediante una línea de entrada y salida de una de las líneas de 110 kV de Sagua a Santa Clara hasta la estación de “switcheo” correspondiente. Por otro lado existe el proyecto de eliminar la derivación de Calabazar cuestión que no sería muy complejo pues ya existen los dos interruptores de 110 kV, solo sería necesario el tercer interruptor y el equipamiento necesario de protecciones. De esta forma la red de la región quedaría como se muestra en la figura 2.4, note que se plantea en la barra Sagua 110 kV poner un interruptor de enlace para operatividad de esta barra..

(41) Este nuevo escenario de la región Santa Clara – Sagua conduce a un análisis no solo de operación, sino de las protecciones instaladas, ya que la red eléctrica deja de ser radial. Por eso es necesario hacer una propuesta de protecciones a instalar y calcular sus ajustes bajo estas nuevas condiciones de operación de la red.. Fig. 2.5. Esquema de alimentación actual a la subestación Sagua 110 kV. 2.7. Estado actual y futuro de las protecciones. Debido a que las líneas eran radiales y tradicionalmente el flujo de potencia ha sido en un solo sentido, no existen protecciones a las entradas de 110 kV de la subestación Sagua, relacionadas con la protección de línea en los interruptores SG101 y SG102, y en su lugar se operan unos dispositivos que funcionan como interruptores conectados a tierra (llamados comúnmente machetes de tierra) y en caso de falla en las líneas, se cierran y hacen que el relé correspondiente de Santa Clara 220kV el 8330 ó 8430 vea la falla y separe la región del sistema (disparo transferido). En el 8400 y en el 8330 existen protecciones de sobrecorriente sin direccionalidades ya que en la red no exigía otro tipo de protección..

(42) Después de la introducción de la GD esta operación se hace inapropiada, siendo necesario ubicar relés con direccionalidad, que colocados a la entrada de la subestación de Sagua desconecten en caso de falla a la sección de línea afectada y no afecte a la GD. Además para mejorar la operatividad de la red eléctrica se tiene en planes futuros por la empresa eléctrica realizar una subestación de “switcheo” en Calabazar de Sagua y otra en el Héctor Rodríguez con lo que la situación de las protecciones será otra. Lo anterior llevará a que existirá una línea Santa Clara – Calabazar, Calabazar – Sagua y otras dos de Santa Clara – Héctor Rodríguez, Héctor Rodríguez – Sagua, con sus respectivos equipamientos de protecciones. Se proponen instalar relevadores digitales de tipo P143 y P442 de Areva [C. R. Mason. (1956).],[biblio] en Sagua (SG101, SG102), Héctor Rodríguez (HR101, HR102), 8400, 8340 y en Calabazar 110 kV (CA101 y CA102). En el caso del enlace de barra por 110 kV en la barra de Sagua se propone en sobrecorriente direccional, es decir un relevador P143. 2.8. Características de las protecciones P143 y P442. Se analizarán algunas de las potencialidades de los relés que se están proponiendo para mejorar la seguridad y fiabilidad de la región en cuestión, ya que cumplen con los requerimientos necesarios para este tipo de red eléctrica. 2.8.1 Potencialidaes del relé P143 Los relés de alimentadores P140 contienen una gran variedad de funciones de protección. Para cubrir un amplio abanico de aplicaciones están disponibles 3 modelos diferentes, los P141, P142 y P143. A continuación se resumen las características de protección de cada modelo:  Protección de sobrecorriente trifásica. Son proporcionados cuatro umbrales de medida de la sobrecorriente para cada fase y se puede seleccionar cada umbral ya sea como no direccional, direccional hacia adelante o direccional hacia atrás. Se pueden configurar los umbrales 1 y 2 como de tiempo inverso (IDMT) o de tiempo definido (DT); los umbrales 3 y 4 sólo pueden ser configurados de DT.  Protección de falla a tierra. Son proporcionados tres elementos de falta a tierra independientes: protección de falta a tierra derivada, medida y sensible. Cada elemento.

(43) presenta cuatro umbrales que pueden ser seleccionados independientemente, ya sea como no direccional, direccional hacia adelante o direccional hacia atrás.  Protección de sobrecorriente de secuencia inversa o negativa. Ésta puede seleccionarse ya sea como no direccional, direccional hacia adelante o direccional hacia atrás y proporciona una protección remota de respaldo para ambas fallas: fase-tierra y fase-fase.  Protección de sobrecorriente controlada por voltaje. Proporciona una protección de respaldo para faltas de fase-fase remotas aumentando la sensibilidad de los umbrales 1 y 2 de la protección de sobrecorriente.  Protección de mínimo voltaje. Dos umbrales, configurables para mediciones fase-fase o fase-neutro. El umbral 1 puede seleccionarse como IDMT o DT y el umbral 2 sólo como DT.  Protección de sobrevoltaje. Dos umbrales, configurables para mediciones fase-fase o fase-neutro. El umbral 1 puede seleccionarse como IDMT o DT y el umbral 2 sólo como DT.  Protección de sobrevoltaje de secuencia inversa. Elemento temporizado de tiempo definido para proporcionar una función de disparo o de enclavamiento en la detección de tensiones de alimentación desequilibradas.  Protección de admitancia de neutro. Funciona a partir del TI FTS o del TI FT para proporcionar elementos de admitancia, conductancia y susceptancia de umbral sencillo.  Protección de sobrevoltaje residual (desplazamiento del voltaje del neutro). Proporciona un método adicional para la detección de faltas a tierra y presenta dos umbrales; el umbral 1 puede seleccionarse ya sea como IDMT o como DT y el umbral 2 sólo como DT.  Protección de sobrecarga térmica. Proporciona características térmicas adecuadas tanto para cables como para transformadores. Se proporcionan umbrales de alarma y de disparo.  Protección de frecuencia. Proporciona una protección con 4 umbrales de mínima frecuencia y 2 umbrales de sobrefrecuencia.  Detección de conductor roto. Para detectar las fallas de circuito abierto.  Lógica de cierre en carga fría. Puede usarse para elevar los ajustes de manera transitoria para la protección de fase y de falla a tierra, después del cierre del interruptor..