Efecto de la generación distribuida sobre las protecciones de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV

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(1)Trabajo de Diploma Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética Título:“Efecto de la Generación Distribuida sobre las Protecciones de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV.”. Autor: Duniesky Soto Morales Tutores: Dra. Marta Bravo de las Casas. M.Sc. Emilio Francesena Bacallao.. Santa Clara 2006 "Año de la revolución energética en Cuba".

(2) Trabajo de Diploma. Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética Título: “Efecto de la Generación Distribuida sobre las Protecciones de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV.” Autor: Duniesky Soto Morales E-mail: [email protected]. Tutores: Dra. Marta Bravo de las Casas. E-mail: [email protected]. M.Sc. Emilio Francesena Bacallao. E-mail: [email protected] Dpto. de Electroenergética Facultad de Ingeniería Eléctrica. UCLV Santa Clara 2006. "Año de la Revolución Energética en Cuba.

(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 en 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) Pensamientos. Nunca consideres el estudio como una obligación, sino como una oportunidad para penetrar en el bello y maravilloso mundo del saber. Albert Einstein. Si tu intención es describir la verdad, hazlo con sencillez y la elegancia déjasela al sastre. Albert Einstein.

(5) Dedicatoria. Este trabajo que propicia en el fin de cinco años de estudio va dedicado a mis padres y profesores por su ayuda y educación brindada durante el transcurso de la vida..

(6) Agradecimientos. Quisiera agradecerle por la ayuda brindada durante la realización de este trabajo a: ¾ Mis Tutores. ¾ Mis padres. ¾ Mi novia. ¾ Mi primo Rolandito. ¾ Empresa Eléctrica de Villa Clara. ¾ Así como a todo aquel que de una forma u otra ayudaron también..

(7) TAREA TÉCNICA. 1. Revisión bibliográfica del tema. 2. Recopilación de datos para la confección del monolineal actualizado de la red correspondiente a la subestación Santa Clara Industrial en el software PSX y realizar sus corridas.. 3. Ajuste y coordinación de las protecciones IM-30 de la subestación con generación distribuida y sin ella. 4. Análisis del efecto de la generación distribuida sobre el ajuste.. 5. Análisis del efecto de un aumento del 30% de la carga sobre el ajuste. 6. Proposición de un nuevo relé para la subestación.. Firma del Autor. Firma del Tutor.

(8) RESUMEN. En el presente trabajo se realiza un análisis del efecto que puede causar la generación distribuida (GD) sobre las protecciones, el cual es de vital importancia; ya que nuestro país está comenzando a utilizar esta generación como una alternativa para mejorar la eficiencia y confiabilidad del Sistema Electroenergético Nacional. Además se demuestra porque es necesaria la era del relé digital programable donde existe dicha GD. Para el mencionado análisis fue necesaria la actualización de la subestación Santa Clara Industrial con su red de 33kV, para montar estos datos en el programa PSX EXPLORER versión 2.81, así obtener las variaciones de las corrientes de cortocircuito mediante las corridas. Como los más recientes datos de las cargas son del año 2003, también se analiza el efecto sobre el ajuste los relés de sobrecorriente que trae consigo el aumento de la carga residencial en un 30% debido a la entrega de equipos eléctricos a nuestros hogares. Se destaca como resultado, para cada uno de los casos en que puede trabajar el sistema con GD o no, que cada relé de fase lleva un ajuste determinado para así no perder sensibilidad a determinada falla. Dando lugar a un conjunto de conclusiones importantes para la explotación del sistema..

(9) Índice____________________________________________________________________________________________________. ÍNDICE INTRODUCCIÓN .......................................................................................................…….1 CAPÍTULO. 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA................................................................4 1.1 Introducción ..................................................................................................................4 1.2 La Generación Distribuida............................................................................................4 1.2.1 Definición de Generación Distribuida. ..................................................................4 1.2.2 Beneficios de la generación distribuida. ................................................................5 1.2.3 Maneras de utilizar la GD......................................................................................6 1.3 Problemas relacionados con la introducción de GD en la red de distribución. ............7 1.4 Protección de sobrecorriente.........................................................................................8 1.5 Efecto de la GD sobre el restaurador.. ..........................................................................9 1.6 Coordinación Relé – Relé. . ........................................................................................10 CAPÍTULO.2 PARTICULARIDADES DE LA SUBESTACIÓN SANTA CLARA INDUSTRIAL DE 110/34,5 KV.........................................................................................15 2.1 Introducción. ...............................................................................................................15 2.2 Subestación Santa Clara Industrial de 110 /34, 5 kV. ................................................15 2.2.1 Configuración de la red........................................................................................15 2.2.2 Posibles lazos de emergencia...............................................................................16 2.3 Protección IM30-DRE. ...............................................................................................17 2.3.1 Características Generales.....................................................................................17 2.3.2 Curvas de tiempo inverso ....................................................................................19 2.4 Montaje de la red de la subestación Santa Clara Industrial en el PSX Explorer. .......21 2.5 Obtención de la carga por los alimentadores y el totalizador .....................................22 CAPÍTULO.3 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES. .............25 3.1 Introducción ................................................................................................................25 3.2 Ajuste de las protecciones de la subestación Santa Clara Industrial sin Generación Distribuida. .......................................................................................................................25 3.2.1 Ajustes del interruptor 1780. ...............................................................................26 3.2.2 Ajustes del interruptor 1770 ................................................................................28 3.2.3 Ajustes del interruptor 1785 ................................................................................29.

(10) Índice____________________________________________________________________________________________________. 3.2.4 Ajuste del interruptor 1765 (Totalizador de la subestación) y del enlace de barra 1775 sin Generación Distribuida. .................................................................................31 3.3 Ajustes de las protecciones con GD. ..........................................................................31 3.3.1 Ajuste del interruptor 1780 con GD. ...................................................................31 3.3.2 Ajustes del interruptor 1770 con GD. ..................................................................33 3.3.3 Ajustes del interruptor 1785 con GD. ..................................................................35 3.3.4 Ajuste del totalizador de la subestación 1765 y el relé enlace de barra 1775 con GD...............…………………………………………………………………………..37 3.3.5 Ajuste de los relés pertenecientes a los interruptores (G245 y G238) del grupo electrógeno....................................................................................................................40 3.4 Selección de las curvas de trabajo del relé tiempo inverso sin GD, necesarias para la coordinación selectiva de las protecciones. ......................................................................41 3.4.1 Selección de la curva y coordinación para el interruptor 1780 sin GD. ..............42 3.4.2 Selección de la curva y coordinación para el interruptor 1770 sin GD. ..............44 3.4.3 Selección de la curva y coordinación para el interruptor 1785 sin GD. ..............45 3.4.4 Selección de la curva y coordinación para el totalizador 1765 y el enlace de barra 1775 sin GD.........................................................................................................45 3.5 Selección de las curvas de trabajo del relé tiempo inverso con GD. ..........................45 3.5.1 Selección de la curva y coordinación para el interruptor 1780 con GD y sistema. ......................................................................................................................................45 3.5.2 Selección de la curva y coordinación para el interruptor 1780 con GD y sin sistema. .........................................................................................................................46 3.5.3 Selección de la curva y coordinación para el interruptor 1770 con GD y sistema ......................................................................................................................................46 3.5.4 Selección de la curva y coordinación para el interruptor 1770 con GD y sin sistema. .........................................................................................................................46 3.5.5 Selección de la curva y coordinación para el interruptor 1785 con GD y sistema. ......................................................................................................................................47 3.5.6 Selección de la curva y coordinación para el interruptor 1785 con GD y sin sistema. .........................................................................................................................47.

(11) Índice____________________________________________________________________________________________________. 3.5.7 Selección de la curva y coordinación para el totalizador 1765 y el enlace de barra 1775 con GD y sistema.................................................................................................47 3.5.8 Selección de la curva pertenecientes a los relés (G245 y G238) del grupo electrógeno....................................................................................................................48 3.6 Coordinación de los recierres. ....................................................................................48 3.7 Que sucede con la nueva carga residencial.................................................................48 3.8 Conclusiones del Capítulo. .........................................................................................49 CONCLUSIONES ..............................................................................................................51 RECOMENDACIONES ....................................................................................................53 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS..............................................................................54 Bibliografía ......................................................................................................................56 ANEXOS.........................................................................................................................….57 Anexo I Valor de resistencia y reactancia de las líneas.. ...............................................57 Anexo II Tablas de Cargas con su voltaje nominal en la carga (Vn (kV)), Conexión del transformador y la Potencia activa (Pc (MW)) y reactiva (Qc (MVAr)) en la carga. .......60 Anexo III Tabla de datos de trasformadores....................................................................63 Anexo IV Selección de fusibles según los kVA del transformador ................................67 Anexo V Gráficos de coordinación ..................................................................................68.

(12) Introducción ___________________________________________________________________________________________. 1. INTRODUCCIÓN La generación distribuida (GD) puede ser definida como el uso integrado de unidades pequeñas de generación directamente conectadas al sistema de distribución o bien al interior de las instalaciones del usuario. En la última década se ha producido un fuerte impulso al desarrollo de distintas tecnologías de generación a pequeña escala, en particular aquellas relacionadas con fuentes renovables. La GD se presenta como una alternativa promisoria para el suministro energético en países desarrollados, donde paralelamente se imponen estructuras de mercado competitivas. La importancia de generación distribuida difiere por país. [12] Para la empresa eléctrica la GD tiene bastantes aspectos positivos, especialmente los relacionados a la limitación de los picos de carga en la red de distribución. Por otra parte la GD puede ser incorporada al sistema eléctrico mucho mas rápidamente que las soluciones convencionales, prestando además la ventaja de su capacidad puede ser implantada por escalones suficientemente pequeños de forma que pueda adjuntarse de acuerdo a las exigencias de la demanda. Esto hace que nuestro país cree una tendencia a la cogeneración debido al incremento sustancial de la carga en los últimos años y la necesidad de brindar una solución lo más rápido posible. Pero colocar la GD no es tan fácil como decirlo, lleva un conjunto aspectos que hay que tener en cuenta, ya que la introducción de la GD modifica la magnitud y dirección de la corriente de falla, cambiando al mismo tiempo el modo de operación de la red. El tipo de fallo más frecuente y peligroso es el cortocircuito, pues da lugar a avalanchas grandes de corrientes y caídas de voltajes en diferentes puntos de la red; dañando numerosos equipos y causando pérdidas de sincronismo en las máquinas entre otros daños de envergadura si las protecciones no actúan adecuadamente en el momento preciso. Al variar la GD los niveles de cortocircuitos también varían, por lo tanto traerá cambios en los ajustes de las protecciones eléctricas. Se hará necesaria la introducción de protecciones digitales con un amplio margen de ajuste para una operación más eficiente del sistema en conjunto con la GD o con la GD sin la necesidad de tener el sistema conectado [8]..

(13) Introducción ___________________________________________________________________________________________. 2. Las redes de distribución no están concebidas para tener una gran presencia de unidades de generación, pero las empresas eléctricas deben estar preparadas con herramientas de análisis para este nuevo escenario de manera que se puedan tomar decisiones correctas tanto técnicas como económicas. Varios estudios han demostrado que la integración de la Generación Distribuida en las redes de distribución puede producir problemas técnicos y de seguridad [17]. En la actualidad nuestras redes, al someterlas a trabajar con GD para satisfacer nuestras necesidades se encuentran en un régimen de explotación inadecuado, sobre todo en lugares como el punto de análisis de este trabajo diploma (Subestación Santa Clara Industrial). En esta subestación al igual que todas donde existe GD hay una perdida de sensibilidad y coordinación de las protecciones, sobre todo cuando es explotado el grupo electrógeno sin el sistema.. Mediante la realización del trabajo se fundamenta la importancia de la. ubicación del grupo, viéndose que una generación intermedia puede ser peligrosa para la red ya que disminuye el nivel de cortocircuito e insensibiliza las protecciones además de disminuir el ajuste del tiempo instantáneo. Otra cosa a considerar es la capacidad del grupo, debido que de ella depende fundamentalmente el nivel de corriente que es capaz de aportar a las fallas que pueden ocurrir. Por lo anteriormente planteado se hace necesaria la incorporación de relés digitales en nuestras redes eléctricas con la capacidad de ser programados con un amplio margen de ajuste. Este trabajo posee como objetivo general demostrar o justificar el por qué es necesario la era de los relés electrónicos programables en nuestros circuitos radiales con GD a partir de los resultados obtenidos en los ajustes de los relés para las diferentes condiciones de trabajo de la red y con la GD y sin ella. En él se brindan los ajustes para las protecciones de los alimentadores, enlace y el totalizador de la subestación, sin embargo a pesar de tener la subestación en cuestión relés digitales IM30-DRE en los alimentadores. enlace y totalizador no puede cubrir estos ajustes debido a que su margen no abarca ese rango necesario de ajustes. Par determinadas condiciones este relé pierde sensibilidad y como solución general se plante la necesidad de tomar otro relé con un rango mayor o trabajar con el relé insensible para determinadas fallas..

(14) Introducción ___________________________________________________________________________________________. 3. Para llegar al objetivo fundamental del trabajo se hizo necesario la simulación de la red en el software PSX Explorer versión 2.81 [5], para la obtención de los niveles de cortocircuitos además de usar el paquete matemático Matlab 6.5 para las coordinaciones. En el capítulo 1 se hace un análisis bibliográfico de conceptos y teorías imprescindibles para el cumplimiento de los objetivos de este trabajo; sobre todo haciendo énfasis en el efecto que puede traer le GD sobre el Sistema Electroenergético. En le segundo capítulo se describe la subestación Santa Clara Industrial, escogida para el trabajo; así como una descripción del procedimiento que se siguió en la utilización del programa PSX. Se hace una descripción de las principales funciones del relé utilizado en esta subestación el IM30-DRE. En el Capítulo 3 se desarrollan los cálculos de ajuste de los relés y la coordinación de éstos; además de un breve análisis de que le pasaría a los ajustes con la nueva carga residencial producto a la entrega de equipos electrodomésticos. Se ofrecen un conjunto de conclusiones importantes que debe tener en cuenta la Empresa Eléctrica para la explotación de la red en las nuevas condiciones de trabajo..

(15) Capítulo.1 Revisión bibliográfica ______________________________________________________________________. 4. CAPÍTULO. 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 1.1 Introducción En este capítulo se hace una revisión bibliográfica de conceptos y teorías necesarias para una mejor comprensión de los capítulos posteriores. Se explica claramente que es la generación distribuida, como se puede encontrar en nuestro país y los efectos que puede producir. Se hace énfasis en su efecto sobre las protecciones que es el tema manejado en este trabajo de diploma. 1.2 La Generación Distribuida. 1.2.1 Definición de Generación Distribuida. Generar la energía eléctrica lo más cerca posible al lugar del consumo, precisamente como se hacía en los albores de la industria eléctrica, incorporando ahora las ventajas de la tecnología moderna y el respaldo eléctrico de la red del sistema eléctrico, para compensar cualquier requerimiento adicional de compra o venta de energía eléctrica. A esta modalidad de generación eléctrica se le conoce como Generación In-Situ, Generación Dispersa, o más cotidianamente, Generación Distribuida (GD). Aunque no existe una definición como tal internacionalmente [18], diversos autores han tratado de explicar el concepto. Pero las fuentes de potencia de la GD tienen características comunes tales como: son de capacidades pequeñas, están conectadas a las redes de medio y bajo voltaje, no contribuyen al control del voltaje y la frecuencia, etc. A continuación se presentan algunas definiciones dentro de las más ilustrativas: [3]; [4]. •. Generación en pequeña escala instalada cerca del lugar de consumo.. •. Producción de electricidad con instalaciones que son suficientemente pequeñas en relación con las grandes centrales de generación, de forma que se puedan conectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico.. •. Es la generación conectada directamente en las redes de distribución.. •. Es la generación de energía eléctrica mediante instalaciones mucho más pequeñas que las centrales convencionales y situadas en las proximidades de las cargas.. •. Es la producción de electricidad a través de instalaciones de potencia reducida, comúnmente por debajo de 1,000 kW..

(16) Capítulo.1 Revisión bibliográfica ______________________________________________________________________. •. 5. Son sistemas de generación eléctrica o de almacenamiento, que están situados dentro o cerca de los centros de carga.. •. Es la producción de electricidad por generadores colocados, o bien en el sistema eléctrico de la empresa, en el sitio del cliente, o en lugares aislados fuera del alcance de la red de distribución.. •. Es la generación de energía eléctrica a pequeña escala cercana a la carga, mediante el empleo de tecnologías eficientes, destacando a la cogeneración, con la cual se maximiza el uso de los combustibles utilizados.. En resumen se plantea que la GD es: la generación o el almacenamiento de energía eléctrica a pequeña escala, lo más cercana al centro de carga, con la opción de interactuar (comprar o vender) con la red eléctrica y, en algunos casos, considerando la máxima eficiencia energética. [3], [20]. Una definición muy conocida es la que da la IEEE (Institute of Electrical and Electronic Engineers):"Generación Distribuida es la producción de electricidad con instalaciones que son suficientemente pequeñas en relación con las grandes centrales de generación, de forma que se puedan conectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico Es un subconjunto de recursos distribuidos". [15]. Varias empresas eléctricas utilizan en sus aplicaciones la GD con un grado variable de éxito. Las mismas aparecen en diferentes formas, es decir con energías renovables (viento, celdas solares, geotérmicas, etc.) y no renovables (ciclos combinados, turbinas de combustión, microturbinas, etc.). Muchas tecnologías de GD utilizan energía renovable debido a la atención creciente para ventilar la contaminación y los efectos invernadero. [22], [20]. 1.2.2 Beneficios de la generación distribuida. El auge de los sistemas de GD se debe a los beneficios inherentes a la aplicación de esta tecnología, tanto para el usuario como para la red eléctrica [19], [16]. A continuación se listan algunos de los Beneficios para el usuario [3]. 9 Incremento en la confiabilidad 9 Aumento en la calidad de la energía 9 Reducción del número de interrupciones 9 Uso eficiente de la energía.

(17) Capítulo.1 Revisión bibliográfica ______________________________________________________________________. 6. 9 Menor costo de la energía (en ambos casos, es decir, cuando se utilizan los vapores de desecho, o por el costo de la energía eléctrica en horas pico) 9 Uso de energías renovables 9 Facilidad de adaptación a las condiciones del sitio 9 Disminución de emisiones contaminantes a). Beneficios para el suministrador 9 Reducción de pérdidas en transmisión y distribución 9 Abasto en zonas remotas 9 Libera capacidad del sistema 9 Proporciona mayor control de energía reactiva 9 Mayor regulación de tensión 9 Disminución de inversión 9 Menor saturación 9 Reducción del índice de fallas. 1.2.3 Maneras de utilizar la GD. La aplicación de una u otra tecnología en la GD depende de los requerimientos particulares del usuario. Los arreglos tecnológicos más usuales se citan a continuación: [3]. Carga base. Se utiliza para generar energía eléctrica en forma continua; opera en paralelo con la red de distribución; puede tomar o vender parte de la energía, y usa la red para respaldo y mantenimiento Proporcionar carga en punta. Se utiliza para suministrar la energía eléctrica en períodos punta, con lo que disminuye la demanda máxima del consumidor, ya que el costo de la energía en este período es el más alto. Generación aislada o remota. Se usa el arreglo para generar energía eléctrica en el modo de autoabastecimiento, debido a que no es viable a partir de la red eléctrica (sistema aislado o falta de capacidad del suministrador). Soporte a la red de distribución. A veces en forma eventual o bien periódicamente, la empresa eléctrica requiere reforzar su red eléctrica instalando pequeñas plantas, incluida la subestación de potencia, debido a altas demandas en diversas épocas del año, o por fallas en la red..

(18) Capítulo.1 Revisión bibliográfica ______________________________________________________________________. 7. Almacenamiento de energía. Se puede tomar en consideración esta alternativa cuando es viable el costo de la tecnología a emplear, las interrupciones son frecuentes o se cuenta con fuentes de energía renovables.. 1.3 Problemas relacionados con la introducción de GD en la red de distribución. La GD es una forma de generación de energía eléctrica a pequeña escala que proporciona energía en un punto cercano a la carga. Las redes de distribución en su mayoría son circuitos diseñados para que el flujo de potencia fluya en una sola dirección. Una de las características de estas redes es que permiten la liberación de una falla interrumpiendo la red en un solo punto. De este modo, la introducción de la GD modifica la magnitud y dirección de la corriente de falla, cambiando al mismo tiempo el modo de operación de la red. La potencia puede fluir en más de una dirección, con cargas alimentadas por más de una fuente de suministro, esto complica la seguridad y confiabilidad en el suministro y la calidad de la energía entregada a los consumidores. En principio la GD aumenta las corrientes de cortocircuito, lo cual es una consecuencia de la reducción de la impedancia equivalente de Thévenin vista desde una barra dada cuando se adiciona la GD [20], pero también la puede disminuir dependiendo de la localización del relé y del fallo, de la localización de la GD [6]. Aparecen una serie de consecuencias producto del aumento o disminución de la corriente de cortocircuito como son: cambios en la coordinación de las protecciones, la hace más compleja, disminución de la sensibilidad [8], así como la operación de los equipos de control asociados. Por otro lado se puede reducir el alcance de los relés. El sistema de protección requiere que tanto la operación de la GD como la interconexión sea segura y fiable, incluyendo la coordinación con los dispositivos de protección de la red de distribución, por lo tanto la protección es necesaria mirarla desde el punto de visto de la red eléctrica, la interconexión y la propia GD. [9]. Los niveles funcionales de la protección de la interconexión de una fuente de GD a la red de distribución varían dependiendo de factores como: tamaño del generador, tipo de interconexión con la red de distribución, tipo de generador y configuración del transformador de interconexión. En los esquemas de distribución donde la red opera en paralelo con fuentes de GD, la función principal de los dispositivos de protección de la.

(19) Capítulo.1 Revisión bibliográfica ______________________________________________________________________. 8. interconexión es detectar cualquier disturbio en la red que pudieran dañar a la fuente de GD o a la misma red; además de proporcionar protección adicional de respaldo para fallas internas. En estos esquemas la GD, puede alimentar tanto carga local como exportar energía excedente a la red. Estas fuentes pueden estar conectadas en forma directa o a través de un transformador de interconexión [13]. Por lo que se debe manejar efectivamente la generación distribuida (GD) para asegurar que la potencia entregada al sistema mantenga el control de la estabilidad del sistema y una regulación de voltaje aceptable. Por lo que esto significa que hay que utilizar sistemas informatizados y automatizados para lograr dicho control. [7].. 1.4 Protección de sobrecorriente. En los sistemas de distribución se utiliza mucho la protección de sobrecorriente para la limpieza de los cortocircuitos, por medio de relés de sobrecorrientes, fusibles y restauradores, dado a que estas redes en su mayoría son radiales. Se garantiza la selectividad y una operación rápida ante fallas por medio de la selección del tipo de curva de tiempo contra corriente (tiempo definido o tiempo inverso) con lo que se puede lograr que el retardo de tiempo en el disparo sea independientemente o dependiente del valor de la corriente de cortocircuito. Además la dirección de la corriente se puede procesar también con una mejora en el esquema de protección. [11]. Los esquemas de protección de sobrecorriente de los sistemas radiales de distribución son diseñados basados en las magnitudes de las corrientes de cortocircuito, las corrientes máximas de la carga, el voltaje de sistema y niveles de aislamiento. La adición de la generación en el alimentador tiene como resultado la alteración de las corrientes que fluyen en varias partes del alimentador para fallas en puntos diferentes del alimentador. Lo primero que tiene que ver con la interconexión de la GD son los disparos incorrectos, las fallas en los esquemas con fusibles, la reducción del alcance por lo que no se detectarán las fallas. Los disparos incorrectos ocurren cuando un dispositivo de protección opera innecesariamente para fallas en otras zonas de la protección. Esto puede ocurrir con la generación distribuida debido a contribuciones inesperadas a la falla del generador. Un ejemplo de cómo puede ocurrir un disparo incorrecto se muestra en la Fig.1. Los relés asociados al interruptor “A” y el recierre no son direccionales. Para el caso de falla detrás.

(20) Capítulo.1 Revisión bibliográfica ______________________________________________________________________. 9. del interruptor “B” puede ocurrir un disparo incorrecto de “A” por la contribución de la GD, es decir el relé ve la falla. Otro problema potencial de la protección de sobrecorriente es la insensibilización de la protección de sobrecorriente de alimentador. Sin GD, sólo la fuente del sistema alimenta la falla, y las corrientes de falla en un circuito radial se calculan fácilmente. Los ingenieros en protección ajustan los dispositivos de protección para que opere para el cortocircuito mínimo en la zona protegida, es decir la de más alta impedancia.. Fig.1 Esquema de un disparo incorrecto.. La sensibilidad de la protección del alimentador se reduce, por la inclusión de GD entre el dispositivote protección y la falla debido a que el perfil del voltaje a través de la porción de la línea-alta del alimentador sube. Esto reduce la corriente vista por el dispositivo de protección y por lo tanto se reduce la sensibilidad a la falla. Otra manera de describir esta situación es que la falla aparece ubicada más lejos del dispositivo de protección como resultado de la GD. [22].. 1.5 Efecto de la GD sobre el restaurador. [14], [19]. En las redes eléctricas aéreas de medio voltaje se utiliza mucho como dispositivo de protección el restaurador [2], garantizando una calidad del suministro aceptable ya que las estadísticas demuestran que aproximadamente el 70% de los fallos son temporales. La utilización de GD puede provocar que el funcionamiento del restaurador no sea exitoso, ya que la GD continua en operación durante el tiempo en que el restaurador esté abierto, de manera que el voltaje se mantiene y por lo tanto la falla se seguirá alimentado, de manera que puede hacer que el arco no se extinga y por lo tanto la falla se convierta en permanente. Esto se traduce en un deterioro de la fiabilidad de la red y un incremento del número de consumidores que han perdido el servicio. Por otro lado el recierre no exitoso incrementa el.

(21) Capítulo.1 Revisión bibliográfica ______________________________________________________________________ 10. daño a las componentes de la red ya que el restaurador cerrará en el momento en que la falla está presente. [14]. Un problema aún mayor que el anterior es el caso que la GD no se separe durante el tiempo de fallo, de manera que los generadores se pueden frenar o acelerar en ese período de manera que el recierre puede ser en el momento en que los voltajes de la red y la parte de la generación esté en oposición de fase, lo cual puede traer consecuencias severas a los generadores producto de sobrevoltajes, sobrecorrientes y grandes momentos mecánicos que aparecen en los mismos. La literatura recomienda dar un retardo mayor al tiempo de recierre, para que de esta forma pueda aislarse a la GD, así como evitar el recierre por la curva instantánea del restaurador. Además se recomiendan otros tipos de protecciones entre ellas la de prevención de islas (anti-islanding). [14], [9]. 1.6 Coordinación Relé – Relé. [1]. La Fig. 2(a) muestra un alimentador de la distribución principal a través de la fuente "S" y protegido por tres relés de sobrecorriente tiempo inverso R1, R2 y R3.En la Fig. 2b se muestra las curvas de coordinación para estos dispositivos. La filosofía en este caso es que para una falla máxima en la línea 3 (falla en la barra 3) el tiempo de operación del relé R2 debe ser mayor que el de R3 en un intervalo de tiempo denominado intervalo de tiempo selectivo (CTI) [L], R2 es el respaldo de R3. El CTI depende de los errores tales como errores en lo TC, TP, tiempo de operación del interruptor y relés. En el caso de los relés electromecánicos también del sobre-recorrido de éstos. De igual forma se debe proceder entre R2 y R1, falla en la barra 2, R1 es el respaldo de R2. La naturaleza de la característica tiempo inverso hace que si se logra para este caso, los restantes casos están garantizados, pues las corrientes de cortocircuito son más bajas..

(22) Capítulo.1 Revisión bibliográfica ______________________________________________________________________ 11. Fig. 2. Coordinación relé – relé sin GD. La Fig. 3 muestra el caso en que se conecta la GD en el alimentador, y dependiendo de la colocación de la GD en el alimentador, se presentarán diferentes condiciones de las cuales se analizarán los siguientes casos: 1) Si se colocan las GD 1 y 2 las corrientes de fallas máximas y mínimas varían solo en la línea 3, pero el relé R3 nunca tendrá una corriente en sentido hacia la fuente. Esto hará que la corriente de ajuste para la coordinación entre R2 y R3se haga con corrientes diferentes. Como los relés de tiempo inverso tienen suficientes características tiempo- corriente no habrá grandes afectaciones..

(23) Capítulo.1 Revisión bibliográfica ______________________________________________________________________ 12. Fig. 3. Circuito de distribución con GD. 2) Si se conecta la DG3 solamente, R2 y R3 tendrán una corriente de falla para fallas en la línea 3 en sentido de disparo, mientras que para una falla en la línea 1 tendrán una corriente en sentido contrario, e incluso para una falla dada la corriente en sentido de disparo puede ser igual que en sentido contrario, creando un conflicto. Se requiere que para una falla dada en el sentido de disparo R3 opere primero que R2, pero requiere que R2 opere primero que R3 para una falla en la línea 1. Se necesita que estos relés midan la misma corriente para ambas fallas por lo que resulta imposible la coordinación. 3) Si las tres GD, DG1, DG2 y DG3 están conectadas, para una falla en la línea 3 el relé R3, mediará igual corriente máxima que la permitida por R2 y R1. Para una falla en la línea 1 R2 medirá más corriente que R3. Esto hace que se coordinen los relés por la forma tradicional, en el sentido de disparo y analizar en que medida se mantiene esto para fallas en sentido contrario. La Fig. 4 muestra la condición planteada en el caso 3 para una falla en la sección de alimentador 3. El grosor de las flechas es proporcional a los valores de corrientes para un cortocircuito en la sección 3. Debe notarse que el valor de falla máxima y la localización de la falla da en esta sección dependerán del tamaño, tipo y colocación de GD en la misma. R3 y R2 deberán coordinarse para la corriente de falla máxima en la sección 3 considerando conectada la GD. Puesto que R2 mide una corriente menor (Ifr2) que R3 (Ifr3), la curva de tiempo de R2 quedará por debajo de la de R3 como se muestra en la Fig. 4b..

(24) Capítulo.1 Revisión bibliográfica ______________________________________________________________________ 13. Fig. 4 Coordinación relé – relé para cortocircuito en la sección de alimentador 3.. La coordinación de R2 y R1 se hace de forma semejante a la anterior pero ahora para una falla máxima en sección 2, la curva de R1 también quedará por debajo. CTI en Fig.4 (b) es el mismo que se analizó en la Fig.3, sólo; solo que ahora está en puntos diferentes debido a la disparidad de corrientes de la falla medidas por los relés. La Fig.5 (a) muestra las corrientes de la falla (de nuevo espesor de las líneas proporcionales a los valores de fallas de corrientes) para una falla en sección 1 (o cualquier sección que la corriente circule hacia arriba más allá como en las secciones ya existen). R2, ahora, se mide más corriente que R3 por lo tanto se requiere que R2 opere primero que R3 para la falla en cuestión. Para la corriente de la falla dada Ifr2, la Fig.5 (b) muestra el intervalo disponible para la coordinación. Si la diferencia en corrientes de la falla medidas por R2 (Ifr2) y R3 (Ifr3) están por debajo del intervalo mostrado, R3 operará ante R2, es decir, la coordinación.

(25) Capítulo.1 Revisión bibliográfica ______________________________________________________________________ 14. se perderá. Por consiguiente, la coordinación se mantiene para diferencias mayores de las corrientes medidas por R2 y R3, o, si la inyección de corriente de falla del GD es mayor. [1].. Fig. 5. Intervalo de coordinación posible para mantener coordinación para fallas en sentido contrario a la fuente..

(26) Capítulo. 2 Particularidades de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV________________ 15. CAPÍTULO 2. PARTICULARIDADES DE LA SUBESTACIÓN SANTA CLARA INDUSTRIAL DE 110/34,5 KV. 2.1 Introducción. En el presente capítulo se realiza un análisis detallado del circuito de la subestación Santa Clara Industrial de 110 /34, 5 kV y las principales protecciones instaladas en la misma, cuyo desempeño se analizará durante el trabajo. 2.2 Subestación Santa Clara Industrial de 110 /34, 5 kV. 2.2.1 Configuración de la red Para lograr una configuración actualizada se procedió a hacer un estudio de la red de subtransmisión de 33kV Santa Clara Industrial, así como de los posibles lazos de emergencia que pudieran ocurrir. Por lo que fue imprescindible la cooperación de la Organización Básica Eléctrica (OBE) de la provincia Villa Clara. La subestación Santa Clara Industrial (Fig. 2.1) brinda servicios a una zona de variada actividad económica y social, con industrias azucareras, industrias alimenticias, y otros. Se alimenta por una línea radial energizada a 110 kV. En la instalación a 110 kV posee un esquema de barra simple donde se conectan por medio de desconectivos un transformadores de 25 MVA, 110/34,5 kV. Presenta un interruptor 1775 de enlace de barra. El transformador tiene un totalizador (1765) y existen tres alimentadores de salida con sus correspondientes interruptores; 1780 alimentando la línea que va desde Ochoa hasta Falcón, 1770 hasta. Molino traviesas incluyendo la parte del sur de la ciudad y el. alimentador 1785 que alimenta la línea hasta Fábrica de hielo con parte centro sureste de la ciudad. También colocado a la barra de 34.5 kV se encuentra a través de los totalizadores G245 y G238 y dos transformadores de 20 MVA, 34.5/13.8 kV dos grupos de ocho Plantas Diesel cada uno, donde cada Planta Diesel (2.36MVA 480V) está unida a una barra por medio de un transformador de 2.5 MVA y 13.8/0.48 kV. La red opera siempre de forma radial y en condiciones de emergencia opera para cinco tipos de lazos existentes, donde el lazo 1 y 2 se alimentan a través del alimentador 1780 y los lazos 3, 4 y 5 pueden ser alimentados por los alimentadores 1770 y 1785, pero teniendo en cuenta que no puede existir simultáneamente doble alimentación, cuando esté cerrada la línea del Hospital que enlaza los dos alimentadores tiene que estar uno de ellos abierto..

(27) Capítulo. 2 Particularidades de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV________________ 16. Fig. 2.1 Monolineal de la Subestación Santa Clara Industrial.. 2.2.2 Posibles lazos de emergencia. Tras una avería la subestación puede someterse a las siguientes condiciones de emergencia: -Lazo #1: Este lazo se produce a través del interruptor 1780 hasta el 1910 abierto y 1462 abierto por Zuluetas. -Lazo #2: Por el interruptor del alimentador 1780 también pero alimentando hasta Fomento abierto en 3405, Placetas, y en el 1673, Emp. Benito Juárez. Para los Lazos # 3, 4, y 5 existen varias variantes de alimentación. Variante 1: Por el 1785 con Lazo Hospital abierto. Variante 2: Por el 1785 con Lazo Hospital cerrado y 1770 abierto. Variante 3: Por el 1770 con Lazo Hospital cerrado y 1785 abierto. -Lazo #3: Por cualquier variante hasta el 129 abierto, con el 1551 abierto en Malezas y el Lazo Hospital abierto..

(28) Capítulo. 2 Particularidades de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV________________ 17. -Lazo #4: Por la cualquier variante hasta 119 abierto, con 1971 abierto en J. M. Pérez y 1561 abierto en Empalme de Circunvalación. -Lazo #5: Por la cualquier variante llegando hasta los circuitos 2 y 4 de Santa Clara 4kV a través de la subestación Santa Clara 110kV y Malezas abierto. La subestación Santa Clara Industrial cuenta con cinco protecciones de sobrecorriente IM30-DRE, a las cuales se le ajusta el relé de sobrecorriente tiempo inverso de fase y tierra además del instantáneo de fase y tierra. De los cinco interruptores tres son alimentadores de circuitos de 33kV, los cuales son representados por los números 1780, 1770 y 1785 de la Fig. 2.1, el 1775 que es el interruptor de enlace de barra, y por último tres totalizadores, el de la alimentación desde el sistema electroenergético nacional denominado 1765 y los G245 y G238 pertenecientes al grupo electrógeno. Para que sean precisos estos cálculos se utiliza la red montada en el software PSX EXPLORER versión 2.81 [5], para poder simular las fallas y obtener las corrientes de cortocircuitos por cada alimentador y el totalizador. También se describen los lazos a los que es sometido el circuito en condiciones de emergencia.. 2.3 Protección IM30-DRE. 2.3.1 Características Generales El relé IM30-DRE es una protección de múltiples funciones, entre ellas la de sobrecorriente con disparo instantáneo y con retardo de tiempo de las tres fases y también para falla a tierra, lo cual es programable con un rango de ajuste de: -Corriente de fase: (0.02-50) In, con una precisión de 1% In donde In = 1 o 5 A -Corriente de secuencia cero (0.01- 4) I0n, con una precisión 0.1% I0n donde I0n = 1 o 5A Los circuitos de entrada de voltaje y corriente de tierra incluyen un filtro activo del 3er armónico. Además mide el valor verdadero R.M.S de las corrientes de las tres fases y de secuencia cero. Presenta, como se mencionaron, las cuatro funciones principales que se describen a continuación: •. F1 50/51 (I>) Instantáneo y tiempo programable definido, inverso, muy inverso o extremadamente inverso..

(29) Capítulo. 2 Particularidades de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV________________ 18. •. F2 50/51 (I >>) Instantáneo y retardo de tiempo definido.. •. F1. 50N/51N (O>) Instantáneo y tiempo programable definido, inverso, muy. inverso o extremadamente inverso. •. F2 50N/51N (O>>) Instantáneo y retardo de tiempo definido.. La programación del relé cuenta con cuatro módulos con sus respectivos subprogramas: 1. MEASURES: Este modo cuenta con cuatro subprogramas donde se registran las mediciones más importantes. - ACT MEAS: Valores actuales de mediciones - MAX VAL: Máximo valor medido. - LAST TRIP: Valores de las mediciones en el último disparo. -TRIP NUM: Números de disparos por cada función. 2. SET DISP: Permite mostrar en pantalla los ajustes asignados. - SETTINGS: Muestra en pantalla los ajustes. - F- RELAY: Muestra en pantalla la configuración de los relés de salida. 3. PROGR: Es el modo donde se programan los ajustes. - SETTINGS: Permite ajustar los parámetros. - F- RELAY: Permite configurar los relés de salida. 4. TEST: Donde se prueban las funciones de los programas. - LEDSONLY: Realiza las pruebas cuando opera solo con señales. -LED + TRIP: Realiza las pruebas cuando opera con señales y relés de salida. El subprograma LAST TRIP del modo MEASURE le permite al relé mostrar en pantalla (I>, I>>, O>, O>>) el motivo del último disparo y los valores de corriente de fase y tierra en el momento que el relé operó. Además, el subprograma TRIP NUM es un contador de los disparos para cada función activada. La razón de esta función es tener un diagnóstico acertado de la falla. Para cada función de protección hay una señal de lumínica por medio de un led, los cuales indican de la siguiente forma: 1. normalmente, el led apagado.

(30) Capítulo. 2 Particularidades de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV________________ 19. 2. cuando se alcanza el nivel de corriente fijado para el disparo, el. led. intermitente. 3. después que halla transcurrido el tiempo de retardo fijado para el disparo, el led encendido Esta protección está equipada también por recierre automático con cuatro conteos (1C, 2C, 3C, 4C). El cual proporciona que se reponga rápidamente el circuito cuando la falla no es permanente. 2.3.2 Curvas de tiempo inverso Este relé presenta una serie de características de tiempo inverso (por las normas IEC o IEEE) convenientes para circuitos radiales de alto, medio y bajo voltaje. Las curvas de tiempo inverso están descritas por la siguiente ecuación: ⎡ ⎤ A Tr(I) = ⎢ + B ⎥ *K*Ts a ⎣ ( I / Is) − 1 ⎦. (2.1). donde: Tr(I) = Tiempo de disparo cuando hay una corriente igual I. Is = Ajuste de la corriente de arranque del relé.. ⎞ ⎛ A K= ⎜ a + B⎟ ⎠ ⎝ 10 − 1. −1. (2.2). Ts = Tiempo de retardo: T(I) = Ts cuando I/Is = 10. Las constantes A, B, K se muestran en la tabla 2.1 para las diferentes curvas. [25] Tabla 2.1 Constantes a utilizar según la curva.. Nombre de la Curva. Identificador. A. B. a. K. IEEE Extr. Inversa. EI. 5,67. 0,0352. 2. 10,814. IEC A Inversa. A. 0,14. 0. 0,02. 0,3366. IEC B Muy Inversa. B. 13,5. 0. 1. 0,6667. IEC C Extr. Inversa. C. 80. 0. 2. 1,2375. IEEE Inversa. MI. 0,0104. 0,0226. 0,02. 4,1106. IEEE Inversa corta. SI. 0,00342 0,00262 0,02. 13,3001. IEEE Muy Inversa. VI. 3,88. 7,3805. Moderada 0,0963. 2.

(31) Capítulo. 2 Particularidades de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV________________ 20. Dando origen a las curvas de la Fig. 2.2 y 2.3:. Fig. 2.2 Curvas IEC.. Fig. 2.3 Curvas IEEE.

(32) Capítulo. 2 Particularidades de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV________________ 21. 2.4 Montaje de la red de la subestación Santa Clara Industrial en el PSX Explorer. Para poder calcular el ajuste de las protecciones es necesario configurar la red en el software PSX que permitirá calcular todos los cortocircuitos necesarios para dicho cálculo. Primeramente partiendo de los niveles de cortocircuitos actuales en la subestación obtenidos por estudios realizado en el Despacho Nacional de Carga (Tabla 2.2) se coloca un generador equivalente por el lado de 110kV. Tabla 2.2 Niveles de cortocircuito en la subestación. Condiciones. de. Generación. MVAcc 3f. X(p.u) 1f. X1. X0. Máxima. 1976. 2201. 0.050607. 0.045433. Mínima. 1684. 1950. 0.05938. 0.05128. 2.3.1 Cálculo de resistencia, reactancia y admitancia de las líneas Para el cálculo de los valores de las resistencias, reactancias y admitancias de las líneas son necesarios los datos de la resistividad de los materiales utilizados en la fabricación de los conductores, así como la distancia a la que se encuentran dispuestos en la estructura. ρal = 2.83*10-8 Ω-m……….. Resistividad del aluminio ρcu = 1.77*10-8 Ω-m………. Resistividad del cobre Distancias entre fases de los conductores para las estructuras utilizadas: AB = 1219 mm ; BC =1219 mm ; CA = 2438 mm También es de vital importancia el conocimiento del calibre, sección y radio del conductor dispuesto en la línea. Tabla 2.3 Tipos de conductores y sus radios respetivos. Conductor. Sección (mm2). Radio (mm). # 3/0. 85.2. 5.85. 150 mm2. 150. 6.9. 70 mm2. 70. 4.7. #2. 33.6. 3.25. Nota: los datos anteriores fueron obtenidos de la bibliografía [23] Expresiones a utilizar para el cálculo R= ρ*L/S………….Resistencia (Ω/m). (2.3).

(33) Capítulo. 2 Particularidades de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV________________ 22. donde: L= longitud del conductor en (m) S= Sección del conductor en (m2) X = j0.1738*log(D/(0.7788*r))………..Reactancia (Ω/km). (2.4). donde: r = Radio en (mm) D = 3 AB * BC * CA. (2.5). B = 9.1*10-6/log(D/(0.7788*r)………….Admitancia (mhos/km). (2.6). Sustituyendo en cada una de estas fórmulas se obtiene como resultado la tabla que se muestra a continuación. Tabla 2.4 Valores de resistencia, reactancia y admitancia por kilómetros. Conductor. Resistencia (Ω/km). Reactancia (Ω/km). Admitancia (mhos/km). # 3/0. 0.21. 0.438. 3.607*10-6. 150mm2. 0.189. 0.426. 3.713*10-6. 70mm2. 0.4043. 0.455. 3.476*10-6. #2. 0.527. 0.4828. 3.276*10-6. En el Anexo I se muestran los valores de resistencia, reactancia de cada línea ya que la admitancia es despreciable; también se muestran datos de las cargas y transformadores montados en la red para la simulación de fallas en los Anexos II y III respectivamente.. 2.5 Obtención de la carga por los alimentadores y el totalizador Luego de haber montado la red completa en el PSX, se hace una corrida de flujo para conocer la carga que circula por cada alimentador y el totalizador. Es válido destacar que la utilización de este software permite una solución en un corto tiempo, ya sea para la obtención del flujo de carga como la del cálculo de los cortocircuitos necesarios. A continuación se muestra los valores de carga por cada uno de los alimentadores y el totalizador expresados en MVA. Tabla 2.5 Tablas de valores de carga por interruptor a) interruptor 1780. INTERRUPTOR 1780. TOTAL. normal. Lazo # 1. Lazo # 2. 2,558. 10,076. 13,868. b) Con el Lazo de Hospital, abierto interruptores 1770 y 1785.

(34) Capítulo. 2 Particularidades de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV________________ 23. INTERRUPTOR 1770. TOTAL. 1785. normal. normal. Lazo # 3. Lazo # 4. Lazo # 5. 5,334. 7,3561. 14,698. 15,854. 18,142. c) Con el lazo de Hospitales cerrado y el 1785 abierto. INTERRUPTOR 1770. TOTAL. normal. Lazo # 3. Lazo # 4. Lazo # 5. 5,334. 5,334. 5,334. 5,334. 7,356. 14,699. 15,854. 18,146. 12,690. 20,033. 21,188. 23,477. Nota: Para el 1785 son los mismos valores que el 1770 porque se alimentas las mismas cargas. d) En el totalizador 1765. INTERRUPTOR 1765 (TOTALIZADOR). Carga total. normal. lazo # 1 lazo # 2 lazo # 3 lazo # 4 lazo # 5. 15,249. 22,767. 26,558. 22,591. 23,747. 26,035. Un aspecto a tener en cuenta en la conformación de los circuitos es que el generador equivalente colocado en 110kV actúa como nodo de balance.. 2.5 Cálculo de las corrientes de cortocircuitos necesarias. Para el análisis del ajuste de las protecciones, se hace necesario conocer los valores de corriente que circula por los TC a las que están conectadas las mismas para el caso de fallas en determinados nodos de la red. Por lo que se ubicaron las siguientes fallas en los circuitos: •. Cortocircuito trifásico por baja de los transformadores de las subestaciones de distribución más cerca eléctricamente al relé a analizar.. •. Cortocircuito bifásico por alta (34.5kV) en los puntos más alejados eléctricamente al relé a analizar.. •. Cortocircuito bifásico y monofásico a tierra por alta en los puntos más alejados eléctricamente al relé (Se toma el menor de los dos)..

(35) Capítulo. 2 Particularidades de la Subestación Santa Clara Industrial de 110/34,5 kV________________ 24. •. Cortocircuito bifásico y monofásico a tierra por alta en los puntos más cerca eléctricamente al relé (Se toma el mayor de los dos).. El cortocircuito trifásico se busca con el objetivo de calcular el ajuste de la protección instantánea de fase. El bifásico para la sensibilidad del sobrecorriente tiempo inverso de fase. El más pequeño de los cortocircuitos a tierra en el punto más alejado se busca con el objetivo de obtener la corriente de secuencia cero por el TC, para probar sensibilidad en la protección de sobrecorriente a tierra; mientras que el mayor de los de tierra es para calcular el elemento instantáneo de tierra al obtener la mayor corriente de secuencia cero. Los resultados de las corrientes de cortocircuitos que se utilizan para el cálculo, se puede apreciar en tablas en el capítulo posterior (capítulo 3) según el caso de análisis. Para las fallas trifásicas el procedimiento seguido fue ir ubicando en cada nodo de baja de los transformadores de las subestaciones de distribución un cortocircuito trifásico, con el circuito en máxima generación, luego al comparar las corrientes por el primario del TC de la protección se obtiene el punto más cercano eléctricamente que es el que aporta mayor corriente. Para obtener los puntos más cercanos por 34.5 kV para los cortocircuitos bifásico y monofásico a tierra se realiza el mismo procedimiento pero con los nodos más cerca por 34.5 kV. En el caso del punto más alejado para los cortocircuitos bifásicos, bifásico a tierra y monofásico se pone los cortocircuito en los supuestos nodos más alejados por 34.5 kV y en un final se toman los que aportan menor corriente por los TC del relé en cuestión en condiciones de mínima generación..

(36) Capítulo. 3 Ajuste y coordinación de las protecciones_________________________________________________ 25. CAPÍTULO.3 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES. 3.1 Introducción En el presente capítulo se realiza el cálculo detallado de cada uno de los ajustes y la coordinación de las protecciones de la subestación Santa Clara Industrial, en tres condiciones. Primero se hace el ajuste de los alimentadores sin GD y luego con la presencia de ésta para poder apreciar con mayor facilidad los efectos de la GD sobre las protecciones; después se sigue el mismo procedimiento para el ajuste de los totalizadores con y sin GD. Se analizarán un conjunto de conclusiones obtenidas mediante los resultados alcanzados en los cálculos de los ajustes de las protecciones, comparando cuando hay o no GD. También se tendrá en cuenta la posibilidad de que la carga aumente aproximadamente en un 30% debido al reparto de equipos electrodomésticos realizada en los últimos meses a toda la población cubana.. 3.2 Ajuste de las protecciones de la subestación Santa Clara Industrial sin Generación Distribuida. Para dicho ajuste se conoce como datos los valores de los TC de cada uno de los interruptores, los cuales se muestran en la tabla 3.1:. Tabla 3.1 Relación de transformación de los transformadores de corriente (TC). Interruptor. 1780. 1770. 1785. 1775. 1765. TC. 300/5. 400/5. 400/5. 300/5. 200/5. Nota: Los TC del totalizador 1765 están colocados por el lado de 110kV.. También fue necesario el apoyo en el programa PSX EXPLORER versión 2.81 como se explicó en el capítulo anterior [23]. Se obtienen los valores de corrientes de cortocircuito necesarias..

(37) Capítulo. 3 Ajuste y coordinación de las protecciones_________________________________________________ 26. 3.2.1 Ajustes del interruptor 1780. Del PSX se obtienen los siguientes datos necesarios para los cálculos de la protección 1780.. Tabla 3.2 Niveles de cortocircuitos para el ajuste del interruptor 1780 sin GD.. Condición de operación. Iccmín (A). Iccmáx (A). I0ccmín (A). I0ccmáx (A). Normal. 1115. 331. 240. 998. Lazo #1. 661. 410. 116. 990. Lazo #2. 454. 445. 40. 942. Iccmín: es la mínima corriente de cortocircuito que circula por los transformadores de corriente (TC) cuando ocurre una falla bifásica en el punto más alejado eléctricamente al interruptor por 33kV.. Iccmáx: es la máxima corriente de cortocircuito que circula por los transformadores de corriente (TC) cuando ocurre una falla trifásica por secundario del transformador más cercano eléctricamente al interruptor.. I0ccmín: es la mínima corriente de secuencia cero que circula por los transformadores de corriente (TC). cuando ocurre una falla a tierra por 33kV en el punto más alejado. eléctricamente al interruptor.. I0ccmáx: es la máxima corriente de cortocircuito que circula por los transformadores de corriente (TC) cuando ocurre una falla a tierra en el punto más cercano eléctricamente al interruptor. Como la corriente de carga mayor por la protección 1780 se produce cuando la red se encuentra trabajando en lazo #2, se hace el ajuste para ese caso. -Tiempo inverso de fase. Iar = K *. Icmáx Ntc. donde: K= 1.5. (3.1) Ntc = 300/5= 60. y Icmáx es la corriente máxima de carga que puede circular por la protección que es obtenida al saber Scmáx (Tabla 2.5) mediante la expresión: Icmáx =. Scmáx VL 3. (3.2).

(38) Capítulo. 3 Ajuste y coordinación de las protecciones_________________________________________________ 27. Icmáx =. 13868 34.5 * 3. = 232.08 A. Iar = 1 .5 *. Sustituyendo en (3.1). 232 .08 = 5 .8 A 60. Sensibilidad. Ks =. Iccmín ≥ 1 .5 Iar * Ntc. (3.3). Se tiene que Iccmín es la corriente mínima que puede circular por el transformador de corriente (TC) cuando ocurre un cortocircuito al final de la línea y de los datos obtenidos del PSX se obtuvo que: Iccmín = 454 A, por lo tanto. Ks =. 454 = 1 .3 ≤ 1 .5 5.8 * 60. No es sensible y se pasa a obtener Iccmín donde se obtenga. que el relé sea sensible, para saber hasta donde es sensible el circuito trabajando con lazo #2 despejando de (3.3) se obtiene: Iccmín ≥ Ks * Iar * Ntc. Iccmín ≥ 1.5 * 5.8 * 60. Iccmín ≥ 522 A. de la corridas del PSX se obtuvo que en el nodo 45, Iccmín = 595 A; por lo que trabajando en lazo #2 el circuito solo es sensible hasta el nodo 45, hay que buscar variantes para resolver esta situación, o de lo contrario saber a que está sometida la red cuando trabaje en estas condiciones. - Ajuste del Instantáneo de Fase. Se debe comprobar para hacer su ajuste que la corriente de cortocircuito al inicio sea tres veces la del final, de lo contrario no se aplica. Para el relé instantáneo. Iar = K *. Iccmáx Ntc. (3.4). donde: K = 1.3, Iccmáx que es la corriente máxima que puede circular por el TC cuando ocurre un cortocircuito trifásico por el secundario del transformador más cercano a la protección, de los datos obtenidos en el PSX se tiene que: Iccmáx = 445 A. Sustituyendo en (3.4) se tiene que: Iar = 1.3 *. 445 = 9.64 A 60. - Ajuste de la Protección tiempo inverso de tierra..

(39) Capítulo. 3 Ajuste y coordinación de las protecciones_________________________________________________ 28. Como el tiempo inverso de tierra es más rápido que el de fase se emplea la siguiente expresión: Iar = 0.1 ÷ 0.2 Intc. (3.5). donde la Intc es la corriente nominal por el transformador de corriente que es 5 A. Sustituyendo en (3.5) se tiene que: Iar = 0.2*5= 1 A Chequeo de Sensibilidad. Ks =. 3 * I 0 ccmín ≥ 1 .5 Iar * Ntc. (3.6). donde Iccmín es la menor corriente de secuencia cero que pasa por la protección cuando ocurre un cortocircuito al final de la línea; del PSX se obtiene Iccmín = 40 A. Sustituyendo en (3.6). Ks =. 3 * 40 = 2 ≥ 1.5 por lo tanto es sensible. 1 * 60. - Instantáneo de Tierra Para el relé instantáneo de tierra se utiliza la expresión: Iar = K *. 3 * I 0 ccmáx Ntc. (3.7). donde K=1.3 y I0ccmáx es la máxima corriente de secuencia cero que puede circular por la protección en régimen de cortocircuito; en este caso el cortocircuito es por 34, 5 kV, dada la conexión de los transformadores. Sustituyendo en (3.7) el valor de I0ccmáx de la Tabla 3.2 se tiene que: Iar = 1.3. 3 * 942 = 61.23 A 60. Tabla 3.3 Resultados d el ajuste para interruptor 1780 sin GD.. Protección. 51. Sensibilidad. 50. 51G. 1780. 5.8A. Cuando trabaja en lazo # 2 es. 9.6A 1 A. Sensibilidad. 50G. siempre. 61.23 A. sensible hasta el nodo 45. La expresión 3.7 no se utiliza por la UNE, pues el cortocircuito lo plantea por baja de los transformadores de fuerza, y en ese caso la red de secuencia cero se interrumpe dado por su conexión. Por lo tanto en aras de ganar sensibilidad en este caso se ajusta a 5 A.. 3.2.2 Ajustes del interruptor 1770 Siguiendo la metodología antes explicada se tiene: Tabla 3.4 Niveles de cortocircuitos para el ajuste del interruptor 1770 sin GD..

(40) Capítulo. 3 Ajuste y coordinación de las protecciones_________________________________________________ 29. a) Operando con el lazo Hospital abierto y 1785 cerrado. Condición de operación. Iccmín (A). Iccmáx(A). I0ccmín (A). I0ccmáx (A). Normal. 2730. 940. 796. 998. b). Operando con el lazo Hospital cerrado y 1785 abierto. Condición de operación. Iccmín (A). Iccmáx (A). I0ccmín (A). I0ccmáx (A). Normal. 1599. 997. 282. 997. Lazo #3. 1595. 1070. 273. 981. Lazo #4. 992. 1061. 136. 962. Lazo #5. 1591. 1089. 270. 975. Caso # 1: Si fuera a trabajar en condiciones normales puede hacerlo de dos formas: -. con el lazo Hospital abierto. -. con lazo Hospital cerrado y el interruptor 1785 abierto. como la segunda condición es la de mayor carga es la que se tomó para el ajuste.. Caso # 2: Lazo Hospital cerrado y 1785 abierto, alimentando el lazo # 3. Caso # 3: Lazo Hospital cerrado y 1785 abierto, alimentando el lazo # 4. Caso # 4: Lazo Hospital cerrado y 1785 abierto, alimentando el lazo # 5. En la siguiente tabla 3.5 se muestran los resultados obtenidos en este caso. Tabla 3.5 Resultados d el ajuste para interruptor 1770 sin GD.. Protección. 51. Sensibilidad. 50G. 16.2A 1 A. siempre. 48.6 A. 1770 Caso # 2 6.3A siempre. 17.4A 1 A. siempre. 47.7 A. 1770 Caso # 3 6.6A siempre. 17.2A 1 A. siempre. 46.8 A. 1770 Caso # 4 7.4A siempre. 17.7A 1 A. siempre. 47.4 A. 1770 Caso # 1 4 A. Sensibilidad. 50. siempre. 51G. 3.2.3 Ajustes del interruptor 1785 Partiendo de la tabla obtenida por el PSX Tabla 3.6 Niveles de cortocircuitos para el ajuste del interruptor 1785 sin GD. a) Operando con el lazo Hospital abierto y 1770 cerrado.

(41) Capítulo. 3 Ajuste y coordinación de las protecciones_________________________________________________ 30. Condición de operación. Iccmín (A). Iccmáx (A). I0ccmín (A). I0ccmáx(A). Normal. 1529. 385. 366. 1043. Lazo #3. 1520. 1509. 355. 1034. Lazo #4. 959. 492. 186. 1021. Lazo #5. 1515. 1511. 351. 1029. b) Operando con el lazo Hospital cerrado y 1770 abierto. Condición de operación. Iccmín (A). Iccmáx (A). I0ccmín (A). I0ccmáx (A). Normal. 1539. 953. 259. 791. Lazo #3. 1534. 1541. 250. 774. Lazo #4. 975. 1010. 128. 764. Lazo #5. 1529. 1543. 247. 769. Caso # 1: Lazo Hospital abierto y 1770 cerrado, como la mayor carga es cuando se alimenta el lazo # 5 se ajusta para ese caso.. Caso # 2: Lazo Hospital cerrado y 1770 abierto, en condiciones normales de operación. Caso # 3: Lazo Hospital cerrado y 1770 abierto, alimentando el lazo # 3 Caso # 4: Lazo Hospital cerrado y 1770 abierto, alimentando el lazo # 4 Caso # 5: Lazo Hospital cerrado y 1770 abierto, alimentando el lazo # 5. Los resultados del ajuste se muestran en la Tabla 3.7. Tabla 3.7 Resultados d el ajuste para interruptor 1785 sin GD.. Protección. 51. Sensibilidad. 50. 51G. Sensibilidad. 50G. 1785 Caso # 1 5.7A siempre. 24.5A 1 A. siempre. 50.1 A. 1785 Caso # 2 4A. siempre. 15.5A 1 A. siempre. 38.7A. 1785 Caso # 3 6.3A siempre. 25.0A 1 A. siempre. 37.8A. 1785 Caso # 4 6.6A siempre. 16.4A 1 A. siempre. 37.2A. 1785 Caso # 5 7.4A siempre. 25.1A 1 A. siempre. 37.5A. De las tablas 3.3, 3.5, 3.7 se aprecia que los ajustes pueden variar debido solo a la configuración de la red. El ajuste del relé tiempo inverso depende de la carga instalada y el instantáneo del nivel de cortocircuito. Se puede ver que al trabajar en condiciones de.

(42) Capítulo. 3 Ajuste y coordinación de las protecciones_________________________________________________ 31. emergencia alimentando una porción de otro circuito, se convierte en un circuito radial más extenso, por lo que pierde sensibilidad como el caso del alimentador 1780 en lazo # 2; donde los cálculos demuestran que solo es sensible hasta al nodo 45.. 3.2.4 Ajuste del interruptor 1765 (Totalizador de la subestación) y del enlace de barra 1775 sin Generación Distribuida. En los totalizadores los relés de tiempo inverso de fase se ajustan por la corriente de carga nominal del transformador y la de tierra Iap= K*40% InTransf. Teniendo los siguientes datos: Tabla 3.8 Niveles de cortocircuitos para el ajuste del totalizador 1765 sin GD.. Iccmín (A) 350. Iccmáx (A) I0ccmín (A) I0ccmáx (A) 1092. 54. 316. Nota: los datos de la tabla están referidos a 110 kV Siguiendo el mismo procedimiento, teniendo en cuenta que los TC se encuentran por alta para el interruptor 1765.. Tabla 3.9 Resultado del ajuste del totalizador sin GD. Protección. 51. Sensibilidad. 50. 51G. Sensibilidad. 50G. 1765. 4.9A. siempre. 35.5 A. 1.9A. siempre. 30A. 1775. 10.5 A. siempre. 75.5A. 4.2A. siempre. 63.9A. 3.3 Ajustes de las protecciones con GD. 3.3.1 Ajuste del interruptor 1780 con GD. Datos obtenidos de las corridas del PSX.. Tabla 3.10 Niveles de cortocircuitos para el ajuste del interruptor 1780 con GD.. 1780. Iccmín (A). Iccmáx (A). I0ccmín (A). I0ccmáx (A). Caso # 1. 482. 468. 43. 1296. Caso # 2. 329. 327. 16. 1389. Caso # 3. 386. 387. 37. 563.

(43) Capítulo. 3 Ajuste y coordinación de las protecciones_________________________________________________ 32. Caso # 4. 216. 206. 15. 704. Caso # 5. 305. 303. 15. 1040. Caso # 1: ajustes para la alimentación en condiciones normales, con lazo # 1, con lazo # 2 y con el grupo electrógeno de Santa Clara Industrial y Sistema.. Caso # 2: ajustes para la alimentación en condiciones normales, con lazo # 1, con lazo # 2 y con el grupo electrógeno de Santa Clara Industrial, grupo electrógeno de Placetas y Sistema.. Caso # 3: ajustes para la alimentación en condiciones normales, con lazo # 1, con lazo # 2 y con el grupo electrógeno de Santa Clara Industrial y sin Sistema.. Caso # 4: ajustes para la alimentación en condiciones normales, con lazo # 1, con lazo # 2 y con el grupo electrógeno de Santa Clara Industrial, grupo electrógeno de Placetas y sin Sistema.. Caso # 5: ajustes para la alimentación en condiciones normales, con lazo # 1, con lazo # 2 y con el grupo electrógeno de Placetas y el Sistema. Resultados: Tabla 3.11 Resultados del ajuste para interruptor 1780 con GD.. Protección. 51. Sensibilidad. 50. 51G. Sensibilidad. 50G. 1780 Caso#1. 5.8A. Cuando trabaja en lazo #. 10.1 A. 1A. si. 84.3A. 7.1 A. 1A. Cuando trabaja en lazo #. 90.3A. 2 es sensible hasta el nodo 46. 1780 Caso# 2 5.8A 1780 Caso# 3 5.8A. Cuando trabaja en lazo # 2 es sensible hasta el. 2 es sensible hasta el. nodo 44. nodo 45. Cuando trabaja en lazo #. 8.4 A. 1A. si. 36.6A. 4.5. 1A. Cuando trabaja en lazo #. 45.9A. 2 es sensible hasta el nodo 43. 1780 Caso# 4 5.8A 1780 Caso# 5 5.8A. Cuando trabaja en lazo # 2 es sensible hasta el. 2 es sensible hasta el. nodo 50. nodo 45. Cuando trabaja en lazo #. 6.6A. 1A. Cuando trabaja en lazo #. 2 es sensible hasta el. 2 es sensible hasta el. nodo 43. nodo 45. 67.5A.