Efectos de la generación distribuida sobre los sistemas de protecciones de la subestación

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(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 Tutor. Firma del Jefe de Departamento donde se defiende el trabajo. __________________________ Firma del Responsable de Información Científico-Técnica.

(4) i. PENSAMIENTO. Revolución: es cambiar todo lo que debe ser cambiado… Fidel..

(5) ii. DEDICATORIA.  A mis padres que lo han dado todo para que pudiera llegar hasta el final.  En general a toda mi familia y a todo el que me quiere y me estima..

(6) iii. AGRADECIMIENTOS. Les agradezco con todo el corazón a:.  Mis Padres, Por todo el sacrificio, consideración y confianza que me han dado en estos cinco años.  Mi tutora Marta, por su ayuda incondicional a cada momento.  Mi hermano Eduardito y a su esposa Odania, por su apoyo en todo.  Mi novia Licett, por estar a mi lado en estos momentos tan importantes.  A todos los que de una forma u otra hicieron posible mi formación profesional..

(7) iv. TAREA TÉCNICA. Para alcanzar el objetivo de este trabajo resulta imprescindible realizar las siguientes tareas técnicas: 1.Realizar estudio bibliográfico de los efectos de la GD sobre los sistemas de protecciones.. 2.Obtener utilizando el PSX, los niveles de cortocircuito actuales en las barras atendidas por las Subestación Remedios 10 kV.. 3.Obtener utilizando el PSX, los valores de las corrientes de falla para todos los alimentadores de la subestación Remedios 110 kV.. 4.Ajuste y coordinación de las protecciones IM-30 de la subestación con generación distribuida y sin ella, chequear sensibilidad de dichos ajustes.. 5.Confeccionar el informe final.. ________________________ Firma del Autor. __________________________ Firma del Tutor.

(8) v. RESUMEN. El presente trabajo de diploma fue realizado en el municipio de Remedios, provincia de Villa Clara, con el propósito de hacer un estudio de las protecciones de la subestación de subtransmisión denominadas Remedios 110kV, en los nuevos escenarios con Generación Distribuida (GD), dicha subestación se encuentra desactualizada. Se recopila la información necesaria el estudio de la subestación. Para realizar los ajustes de las protecciones fue necesario calcular los niveles de cortocircuito con la ayuda del software PSX V2.86. Se caracterizan las protecciones instaladas actualmente y se determinan los ajustes y la coordinación para las distintas condiciones de operación de la red. Se proponen soluciones para mejorar las operaciones de los relés de sobrecorriente de fase y de tierra, con el objetivo de que los mismos no pierdan en sensibilidad ante determinada falla, mantengan la coordinación adecuada. Se denota la necesidad de que subestaciones como ésta entren en la era de del relé numéricos con grupos de ajustes, para que puedan responder correctamente y en el menor tiempo posible a los muchos imprevistos que pueda sufrir el sistema y así estar a la altura de las exigencias que impone la GD a los esquemas de protección..

(9) vi. ÍNDICE. PENSAMIENTO………………………………………………………………………….i DEDICATORIA…………………………………………………………………………..ii AGRADECIMIENTOS………………………………………………………………….iii RAREA TÉCNICA………………………………………………………………………iv RESUMEN………………………………………………………………………………..v INTRODUCCIÓN……..............................................................................................1 CAPÍTULO. 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA…………………………………………6 1.1 Introducción........................................................................................................6 1.2 La Generación Distribuida …………………………………………………………..6 1.2.1 Definición de Generación Distribuida…………………………………………….6 1.2.2 Beneficios de la Generación Distribuida………………………………………...8 1.2.3 Desventajas de la Generación Distribuida……………………………………...9 1.2.4 Formas de Utilización de la GD…………………………………………………..9 1.3 Problemas que Presentan las Protecciones, Relacionados con la introducción de GD en las Redes de Distribución…………………………………………………..10 1.4 Análisis de las Corrientes de Cortocircuito………………………………………12 1.5 Protección de Sobrecorriente……………………………………………………..13 1.6 Coordinación de los Dispositivos de Protección………………………………...15 1.6.1 Coordinación Relé – Fusible……………………………………………………..15 1.6.2 Coordinación Relé – Relé………………………………………………………..15 CAPÍTULO. 2. CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS.

(10) vii. 110 Kv……………………………………………………………………………………20 2.1 Introducción………………………………………………………………………….20 2.2 Subestación Remedios 110 kV……………………………………………………20 2.2.1 Configuración de la Red………………………………………………………….21 2.2.2 Posibles Condiciones de Emergencia…………………………………………. 23 2.3 Protecciones Utilizadas……………………………………………………………..26 2.3.1 Características Generales………………………………………………………..26 2.3.2 Curvas de Tiempo Inverso …………………………………………………...….28 2.4 Cálculo de Resistencia, Reactancia y Admitancia de las Líneas………………31 2.5 Montaje de la Red de la Subestación Remedios en el PSX……………………33 2.6 Cálculo de las Corrientes de Cortocircuitos Necesarias………………………..34 2.7 Chequeo de las Capacidades de los Interruptores de la Subestación………..35 CAPÍTULO. 3 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES………..37 3.1 Introducción………………………………………………………………………….37 3.2 Ajuste de las Protecciones de la Subestación Remedios sin Generación Distribuida…………………………………………………………………………..……37 3.2.1 Ajustes del Interruptor 1365…………………………………………………..…38 3.2.1.1 Ajuste del Relé de Tiempo Inverso de Fase……………………………..….38 3.2.1.2 Ajuste del Instantáneo de Fase…………………………………………….....42 3.2.1.3 Ajuste de la Protección de Tierra………………………………………….….43 3.2.1.4 Ajuste de la Protección Tiempo Inverso de Tierra………………………..…43 3.2.1.5 Instantáneo de Tierra………………………………………………………...…44 3.2.2 Ajustes del Interruptor 1370……………………………………………...………44 3.2.3 Ajustes del Interruptor 1375……………………………………………………...45 3.2.4 Ajustes del Interruptor 1380……………………………………………………...46.

(11) viii. 3.2.5 Ajustes del totalizador 1385……………………………………………………...47 3.3 Introducción de la GD……………………………………………………….………48 3.3.1 Ajustes teniendo en cuenta la GD……………………………………………….49 3.3.1.1 Interruptor 1365………………………………...……………………………….49 3.3.1.2 Interruptor 1370, 1375 y 1380……………………………………………..…..49 3.4 Ajustes con el SEN más GD más los Centrales……………………………...….50 3.5 Condiciones de Isla…………………………………….……………………………51 3.5.1 Ajustes de los Interruptores 1365, 1370, 1375 y 1380 en condiciones de Isla…………………………………………………………………………………………52 3.6 Selección de las Curvas de Trabajo del Relé Tiempo Inverso sin GD, Necesarias para la Coordinación Selectiva de las Protecciones……………..…….53 3.6.1 Selección de la Curva y Coordinación para el Interruptor 1365 sin GD….....54 3.6.2 Selección de la Curva y Coordinación para el Interruptor 1370 sin GD…….57 3.6.3 Selección de la Curva y Coordinación para el Interruptor 1375 sin GD…….57 3.6.4 Selección de la curva y coordinación para el interruptor 1380 sin GD……...57 3.6.5 Selección de la curva y coordinación para el interruptor 1385…………….…57 CONCLUSIONES…………………………………………………………………….….59 RECOMENDACIONES………………………………………………………………....62 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………….....63 Anexo I Gráficos de Carga de la Subestación Remedios 110 kV……………..65 Anexo II Disparos de las Protecciones del en Período de Enero a Junio de 2010……………………………………………………………………………………….70 Anexo III Datos de la Resistencia, Reactancia de las Líneas y Transformadores……………………………………...………………………………..75.

(12) ix. Anexo IV Datos de los interruptores………………………………………………..81 Anexo V Datos de los Fusibles de los transformadores………………………..83 Anexo VI Datos de las Capacidades de los Transformadores con sus Fusibles Correspondientes……………………………………………………..……84 Anexo VII Gráficos de coordinación de los relés con los fusibles…………....86.

(13) INTRODUCCIÓN. 1. INTRODUCCIÓN. Con la experiencia obtenida en los años que nos anteceden es posible expresar que no se concibe un mundo sin electricidad. Pero la electricidad se convierte en un problema, a raíz de la crisis mundial que estamos afrontando, conjuntamente con la conservación de los recursos naturales y la protección al medio ambiente. Esto ha impulsado a los responsables del sector eléctrico a la búsqueda urgente de nuevas alternativas de suministro energético que permitan el incremento modular y focalizado de energía, así como la reducción en tiempo de nuevos refuerzos al sistema de distribución. En este sentido, uno de los logros más significativos es sin duda, el desarrollo de nuevas actitudes respecto del uso racional de energía y políticas que fomentan al máximo el uso de energías renovables, tales como la eólica, solar, hidráulica y biomasa, que reducen las emisiones de gases que producen el calentamiento del planeta. Debido al envejecimiento y deterioro de las redes y a la influencia de los ciclones tropicales que nos amenazan constantemente, se ha hecho necesaria una vía de solución denominada "Generación Distribuida (GD)". Esta consiste en la aplicación integrada de pequeñas unidades generadoras directamente conectadas a las redes de distribución. La utilización de esta novedosa técnica es favorecida por el fuerte impulso que en la última década han experimentado las 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 significación de la GD está vinculada a las características propias de cada país. La GD se ha diseminado por todas las provincias cubanas debida a que es técnicamente y económicamente posible. Generalmente los grupos Diesel están.

(14) INTRODUCCIÓN. 2. concebidos para trabajar en horario pico, tanto del mediodía como de la noche, aunque en caso de contingencias pueden trabajar más tiempo. Los grupos Fuel por el contrario trabajan por tiempos prolongados. Estas plantas pueden funcionar aisladas del Sistema Electroenergético Nacional, pues los mismos equipos pueden regular automáticamente la potencia entregada de acuerdo con la demanda de los consumidores. Esto trajo consigo ventajas y desventajas, ya que al colocarse la generación más cerca de la carga se disminuyen las pérdidas por transmisión, energía y dinero a buen recaudo. En casos de catástrofes el servicio puede estar disponible con mayor rapidez como se demostró a raíz de los huracanes que azotaron fuertemente al país durante la temporada del 2008. Además de ser fáciles de instalar, los equipos importados funcionan con bajo consumo energético, alta disponibilidad y mejores niveles de potencia utilitaria en comparación con las gastadas termoeléctricas. La parada coyuntural de algunos no volvería a crear una crisis como la de 2004 [3]. Pero a su vez trajo consigo también sus desventajas, tales como en las regulaciones de voltaje y en los requerimientos impuestos a las protecciones de las redes. La introducción de 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. En la actualidad las redes cubanas al someterlas a trabajar con GD para satisfacer nuestras necesidades, se encuentran en un régimen de explotación de las protecciones inadecuado, sobre todo en lugares como el punto de análisis de este trabajo diploma (Subestación Remedios). En esta subestación al igual que todas.

(15) INTRODUCCIÓN. 3. donde existe GD hay una pérdida 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. Preguntas científicas: ¿Satisfacen los ajustes de las protecciones actuales de la subestación Remedios 110 kV los requerimientos cuando existe la Generación Distribuida?. ¿Son correctos los ajustes para la protección en isla? Este trabajo posee como objetivo general demostrar o justificar el por qué es necesaria 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 el enlace y totalizador no pueden satisfacer los requerimientos de las protecciones. Para determinadas condiciones de operación este relé pierde sensibilidad y como solución general se planteó la necesidad de hacer cambios en los ajustes de acuerdo a las condiciones de operación de la red eléctrica, lo cual solo es posible con relés numéricos con grupos de ajustes. Para llegar al objetivo fundamental del trabajo se hizo necesario, recopilar la información necesaria de las subestaciones y de las características de las.

(16) INTRODUCCIÓN. 4. protecciones las cuales permitirán realizar los ajustes de las protecciones con la ayuda del software PSX versión 2.86. Calcular los niveles de cortocircuitos y los ajustes de las protecciones en todos los escenarios de trabajo de la subestación en estudio, incluyendo las configuraciones de emergencia. Proponer soluciones en los casos en que las protecciones no cumplan los requerimientos impuestos.. Objetivos específicos: Actualizar las condiciones de operación de la subestación Remedios 110 kV en todos los escenarios posibles teniendo en cuenta la introducción de la GD. Calcular los niveles de cortocircuito en los puntos necesarios para comprobar los interruptores de la subestación y realizar ajustes de las protecciones. Proponer en los casos en que no se cumplan los requerimientos de las protecciones los cambios en los ajustes de las protecciones o cambios de protecciones necesarios. En el primer capítulo 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 SEN y fundamentalmente sobre las protecciones eléctricas. En el segundo capítulo se hace una descripción lo más detallada posible de las condiciones de operación de la subestación en estudio, Subestación Remedios 110 kV. Al igual se describen las funciones del tipo de protección que se utiliza en la instalación. En el tercer capítulo se desarrollan los cálculos de los ajustes de las protecciones de sobrecorriente de fase y tierra de esta subestación que son las principales.

(17) INTRODUCCIÓN. 5. funciones del relé utilizado. También se procede a la coordinación de éstos; además de un análisis de que le ocurriría a los ajustes con la aplicación de la GD. 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. Y por último se hacen un grupo de recomendaciones..

(18) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 6. Capitulo 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 1.1 Introducción Para un mejor entendimiento de tema que se abordará en el trabajo, en este capítulo se hará una revisión bibliográfica de conceptos y teorías necesarias para una mejor comprensión de los capítulos posteriores. Se conceptualiza la Generación Distribuida, así como su efecto al Sistema Eléctrico de Potencia y al Sistema de Protecciones que es el tema que ocupa en este trabajo. 1.2 La Generación Distribuida 1.2.1 Definición de Generación Distribuida La GD se ha convertido en un fenómeno generalizado en los sistemas de potencia a nivel mundial, sin embargo, no existe un acuerdo sobre la definición de la misma [Jones & Petrie, 2000], ni tampoco a la hora de denominarla bajo un nombre, la misma juega un papel según la nacionalidad ya que, en países angloparlantes es común la utilización del término Generación In-Situ, en Norteamérica se cataloga como Generación Dispersa mientras que en Europa y en algunos países de Asia se le denomina Generación Descentralizada [Knyazkin, 2004]. En la literatura pueden encontrarse múltiples términos y definiciones que pretenden caracterizar de forma categórica a la modalidad de generar de modo no centralizado. A continuación se presentan algunas definiciones dentro de las más ilustrativas se tienen [CONAE, 2003]:  Generación en pequeña escala instalada cerca del lugar de consumo..

(19) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 7.  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.  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. Por las múltiples acepciones que el término origina se ha decidido unificar todas en la siguiente definición: GD: Es aquella donde la fuente generadora está conectada directamente a la red de distribución (34,5 kV) ó esta en las inmediaciones de los receptores a los que alimenta. Se hace la diferencia entre las redes de transmisión y de distribución ya que desde el punto de vista legal las redes de transmisión nada tienen que ver con las características locales del sistema, lo que en el caso de la distribución por 34,5 kV no puede ser obviado y es por eso que no se especifica en la definición anterior un.

(20) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 8. intervalo de generación dado ya que este depende de las características locales de red [Knyazkin, 2004]. Las tecnologías de generación se dividen en convencionales y no convencionales. Las primeras incluyen a las turbinas de gas, motores de combustión interna y microturbinas. Las segundas se refieren a las energías no renovables, como la minihidraúlica, geotérmica y biomasa, las turbinas eólicas, celdas de combustibles y celdas fotovoltaicas. 1.2.2 Beneficios de la Generación Distribuida El uso de la GD ha incrementado, su implementación en los sistemas de distribución lo cual resulta beneficioso para el Sistema Eléctrico de Potencia (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, la GD 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. Para el suministrador tiene las siguientes ventajas [CONAE, 2003)]: Abasto en zonas remotas. Libera capacidad del sistema. Proporciona mayor control de energía reactiva. Mayor regulación de tensión. Reduce el índice de fallas. Retarda las inversiones..

(21) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 9. 1.2.3 Desventajas de la Generación Distribuida Las principales desventajas que actualmente impiden la implementación y el crecimiento de los sistemas de GD son las siguientes: Redes de distribución típicamente radiales: Están diseñadas para llevar el flujo de energía en una sola dirección, mientras que la GD 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 la muchos países subdesarrollados, los sistemas regulatorios no consideran a la GD como un aspecto diferente a la generación convencional, y no se ven estimuladas (no incluye a Cuba) [CONAE, 2003]. Barreras Tecnológicas: Todavía existe una falta de conocimiento de las tecnologías de GD; muchas de ellas aún están en etapa de investigación con un alto costo asociado. 1.2.4 Formas de Utilización de la GD La aplicación de las tecnologías depende principalmente de los requerimientos del usuario. A continuación se citan los arreglos tecnológicos más usuales [Cerda, 2002]. 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 el horario pico: Se utiliza para suministrar energía eléctrica en períodos pico, con lo que apoya al Sistema Eléctrico en la hora de la demanda máxima. Soporte a la red de distribución: A veces en forma eventual o bien periódicamente, la empresa eléctrica requiere reforzar su red eléctrica instalando.

(22) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 10. pequeñas plantas, incluida la subestación de potencia, debido a altas demandas en diversas épocas del año, o por fallas en la red. 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 que Presentan las Protecciones, Relacionados con la Introducción de GD en las Redes de Distribución El actual diseño de las redes de distribución se basa en el criterio de la unidireccional del flujo de potencia y de las corrientes. Es así que, la potencia tiene una ¨circulación¨ desde los niveles voltaicos más altos a través de los transformadores principales hasta los niveles de medio y bajo voltaje para ser distribuido más tarde a los clientes. Las corrientes de avería se asumen para fluir de forma semejante. Con esta asunción, es relativamente fácil lograr la selectividad de las protecciones en los alimentadores [Mäki, Repo, & Järventausta, 2006]. Es por eso que el diseño del sistema de protección en las redes de distribución común del MV y del BV es determinado por un paradigma pasivo, es decir no se espera ninguna generación en la red. Con fuentes distribuidas, las redes consiguen ser activas y la protección convencional resulta ser inadecuada [Martin, 2005]. Con la GD el sentido de las corrientes de falla no es tan evidente ya que dada la avería la corriente de puede fluir hacia arriba en el alimentador al que esta conectado. Las amplitudes actuales también cambiarán debido a la presencia de la GD, lo que puede dar lugar a la operación indeseada de la protección en circunstancias normales de operación, esto complica la seguridad y confiabilidad en el suministro y la calidad de la energía entregada a los consumidores. Los problemas llegan a ser más comunes cuando la cantidad de GD aumenta [Geidl, 2005]..

(23) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 11. Además en caso de que ocurra una avería en el alimentador a donde esté conectada la GD, hay una posibilidad que si la misma se localiza en las piezas de la cola de este alimentador pase desapercibida. Esto es posible cuando la unidad de GD está conectada con el alimentador entre la avería y la subestación de alimentación. Durante la avería, la corriente de avería total se divide entre las fuentes y la corriente medida por el relé al principio del alimentador está realmente disminuida debido a la contribución de la unidad del GD. De tal modo la GD puede perturbar la operación de la protección del alimentador, el impacto puede dar lugar a retrasos o aún al bloqueo de la operación del relé, esto puede ser muy problemático ya que la corriente de avería total en el punto de la falla es típicamente creciente debido a la contribución del GD, pero la operación de la protección puede ser retrasada [Geidl, 2005]. No se puede perder de vista que con GD los esquemas actuales tienden a perder en sensibilidad, cuando los mismos se encuentran entre la instalación de la GD y la subestación alimentadora. Esto está dado a que sube el perfil de voltaje del alimentador en cuestión, lo cual reduce la corriente vista por el relé y reduce la sensibilidad por lo que la falla tiene que estar más cercana al dispositivo de protección para que este la detecte [Geidl, 2005]. Otro punto a tener en cuenta es que 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. [EPRI Report, 2003]. 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.

(24) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 12. dispositivos de protección de la 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 [Rasgado, Silva, Baltasar, 2002]. Por lo que se debe manejar efectivamente la 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. 1.4 Análisis de las Corrientes de Cortocircuito En el general, el crecimiento de las corrientes de cortocircuito, generado como consecuencia del aumento de las capacidades de generación, producto de la GD es una consecuencia simple de la reducción de la impedancia equivalente de Thevenin vista en las barras del sistema cuando la GD se agrega al mismo. Las corrientes de cortocircuito en SEP determinan las capacidades de interrupción de los dispositivos encargados de la protección del circuito, además de los ajustes de los relés protectores asociados a los mismos. Una vez que los interruptores estén en su lugar y los ajustes de los relés estén en función de ellos, puede haber algunas condiciones de operación que impongan cambios en la magnitud de la corriente de cortocircuito. Con la GD, el análisis de avería se debe hacer bajo un nuevo prisma que permita dar una respuesta adecuada del sistema a la avería. Un método se debe desarrollar para el reajuste de un sistema de protección. El objetivo es reducir al mínimo la necesidad de sustituir (mejora) el equipo existente aunque en algunos casos, pueden ser necesarios nuevos esquemas protectores. Ésta es una edición complicada que depende del tipo de cliente, de tamaño y de tipo de equipo de GD, y la intención de la operación del sistema con la DG [Natthaphob, 2005]..

(25) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 13. 1.5 Protección de Sobrecorriente La protección de sobrecorriente se utilizan en los circuitos radiales de distribución de industrias (de bajo y medio voltaje) y del Sistema Electroenergético Nacional (en le caso de Cuba, estos circuitos son de 13.2 y 4.16 kW). También se utiliza en redes de 110 y hasta 220 kV, realizando en ocasiones funciones de protección primaria contra fallos a tierra, o de respaldo. En los generadores y transformadores se utilizan en algunos casos protecciones de sobrecorriente como respaldo contra fallos externos, sobre todo cuando la protección primaria de las líneas de salida es de este tipo [Altuve, 1990], [Blackburn, 2007]. Se denomina protección de sobrecorriente a aquellas con selectividad relativa que responden a la corriente del elemento protegido y que opera cuando esa corriente es mayor que cierto valor preestablecido. Esta protección se dispone, por lo general, de modo que cada protección es primaria para línea propia y respaldo para la o las líneas adyacentes. En las protecciones de sobrecorriente se pueden utilizar los siguientes dispositivos: relés (que actúan sobre interruptores), fusibles, interruptores automáticos y restauradores automáticos o recreadores. 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 GD debido a contribuciones inesperadas a la.

(26) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 14. falla del generador. Un ejemplo de cómo puede ocurrir un disparo incorrecto se muestra en la Fig. 1.1. Los relés asociados al interruptor "A" y el recierre no son direccionales. Para el caso de falla detrás del interruptor "B" puede ocurrir un disparo incorrecto de "A" por la contribución de la GD, es decir el relé ve la falla.. F A. B. Fig.1.1 Esquema de un disparo incorrecto. 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. La sensibilidad de la protección del alimentador se reduce, por la inclusión de GD entre el dispositivo de 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 [Baghzouz, 2005]..

(27) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 15. 1.6 Coordinación de los dispositivos de protección Se considera que los fallos transitorios constituyen aproximadamente el 95% del total de los fallos, un 80% de estos se elimina en una primera apertura del circuito, in 10% en la segunda apertura y el 5% restante se elimina en la tercera apertura del circuito. La selectividad de la protección consiste en eliminar las interrupciones por fallos transitorios y en restringir las interrupciones por fallos permanentes a la mínima sección del circuito y al mínimo tiempo posible. El proceso de de selección y ajustes de los dispositivos de protección para lograr la selectividad requerida es la coordinación. A continuación será los métodos de coordinación entre pares de dispositivos de protección en estudio. 1.6.1 Coordinación Relé - Fusible El relé instantáneo debe hacer una o varias operaciones sin que el fusible se funda, después de lo cual debe quedar bloqueado por el relé de recierre, el fusible debe entonces fundirse antes de la operación del relé con retardo de tiempo, aislando el fallo. Si el fallo es transitorio y se elimina antes de la fusión del fusible, los relés se reposicionan. 1.6.2 Coordinación Relé - Relé [Adly & Sukumar, 2001] La Fig. 1.2(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. 1.2b 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), 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 el sobrerecorrido de éstos contribuye a este valor..

(28) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 16. Fig.1.2. Coordinación Relé- Relé sin GD. 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. La Fig. 1.3 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 R3 se haga con corrientes diferentes. Como los.

(29) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 17. relés de tiempo inverso tienen suficientes características tiempocorriente no habrá grandes afectaciones.. Nodo 4. Línea 3. Línea 2 R3. Carga GD3. Nodo 1. Nodo 2. Nodo 3. Línea 1. Carga GD2. s R1. R2. Carga GD1. Carga. Fig.1.3. Circuito donde se ha agregado GD. 2. Si se conecta la GD3 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, GD1, GD2 y GD3 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 qué medida se mantiene esto para fallas en sentido contrario..

(30) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 18. La Fig. 1.4a 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. 1.4b.. Nodo 4. Sección 3. Sección 2 R3. Carga DG. Nodo 1. Nodo 2. Nodo 3. Sección 1. Carga DG. Carga DG. s R1. R2. Carga. (a). Fig.1.4. Coordinación Relé - Relé para una falla en el alimentador 3..

(31) CAPÍTULO 1 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. 19. 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.1.4 (b) es el mismo que se analizó en la Fig.1.3, sólo que ahora está en puntos diferentes debido a la disparidad de corrientes de la falla medidas por los relés. La Fig.1.5 (a) muestra las corrientes de la falla (de nuevo el espesor de las líneas son proporcionales a los valores de fallas de corrientes) para una falla en la sección 1 (o cualquier sección que la corriente circule hacia arriba). En R2, ahora se mide más corriente que en 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.1.5 (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 antes que R2, es decir, la coordinación 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.. Fig.1.5.. Intervalo de coordinación posible para mantener coordinación para fallas en. sentido contrario a la fuente..

(32) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 20. CAPÍTULO 2. CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 2.1 Introducción En el presente capítulo se lleva a cabo un análisis detallado del circuito relacionado con la Subestación 110/34.5 kV conocida como Remedios 110 kV, ubicada en el municipio del mismo nombre en la provincia de Villa Clara. Se hace la descripción de algunas condiciones operativas en las que juega un papel importante la antes señalada instalación y se detallan las principales protecciones instaladas en la misma. Por último se brinda una caracterización de los principales esquemas de protecciones implementados en la actualidad. 2.2 Subestación Remedios 110 kV La subestación Remedios 110 kV, se encuentra ubicada en el norte del municipio de Remedios a dos kilómetros aproximadamente de esta ciudad, en la carretera que va desde Remedios a Caibarién, esta Subestación está entre las mayores instalaciones de su tipo con las que cuenta la provincia Villa Clara, brinda servicio a una zona de variada actividad económica y social, cubre totalmente los municipios de Remedios y Caibarién con sus Centrales, sus industrias y el turismo existente en esta zona que es el principal de la provincia. La carga promedio real máxima de esta subestación de acuerdo a los datos consultados por el Despacho de Carga Provincial en su página Web es de 14.7 MVA, cuyos datos y gráfico aparecen en el Anexo I..

(33) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 21. 2.2.1 Configuración de la Red Con el fin de dar cumplimiento a los objetivos que para este acápite fueron propuestos es imprescindible el estudio de la red de subtransmisión de 34,5 kV asociada a Remedios 110 kV. Se analizan los posibles lazos de emergencia que pueden, en determinado momento, ser implementados desde Santa Clara 110 kV; sin obviar desde luego la operación normal de la misma. Por lo que fue imprescindible la cooperación de la Organización Básica Eléctrica (OBE) de la provincia Villa Clara.. Fig. 2.1. Subestación Remedios 110 kV..

(34) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 22. La subestación analizada Fig. 2.1 se alimenta por una línea radial energizada a 110 kV, proveniente de la Subestación Santa Clara 220 kV, conectada a la red nacional. 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. El transformador tiene un totalizador (1385) y existen cuatro alimentadores de salida con sus correspondientes interruptores; 1365 alimentando la línea que va desde Remedios hasta Vueltas, el municipio de Camajuaní; 1370 hasta Zulueta incluyendo los Centrales Chiquitico Fabregat y Heriberto Duquesne, los cuales tienen generación; el alimentador 1375 que alimenta algunos servicios del Cayo Santa María y el cuarto alimentador 1380, que cubre toda la zona residencial e industrial del municipio de Caibarién. . Los gráficos de carga en MW de cada uno de estos alimentadores se muestran en el Anexo I También colocado a la barra de 34.5 kV se encuentra a través de los totalizadores 6250 y 6254 mostrados en la Fig. 2.2 dos transformadores de 20 MVA, 34.5/13.8 kV, dos grupos de ocho plantas diesel cada uno, donde cada planta diesel (1.9 MW 480 V) está unida a una barra a través de un transformador de 2.5 MVA y 13.8/0.48 kV..

(35) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 23. Fig. 2.2. Baterías 1 y 2 conectadas a la barra Remedios 33 kV. 2.2.2 Posibles Condiciones de Emergencia Tras una avería la subestación puede someterse a las siguientes condiciones de emergencia:  Lazo #1: Esta condición se logra por el alimentador 1365, cerrando el interruptor 184 (N.A) que conecta al alimentador con la barra Camajuaní que se enlaza con Calabazar por el alimentador 1755, donde existe .Tiene que permanecer abierto el interruptor 1020 de la barra Camajuaní.  Lazo #2: También se logra por el alimentador 1365, cerrando igualmente el interruptor 184 en Camajuaní pero ahora se cierra el interruptor de barra 1020, se abre el 181(N.C) y se cierra el interruptor 187 para enlazar con Santa Clara por el alimentador 119 donde se encuentran conectada generación distribuida de tipo diesel y de tipo fuel-oil..

(36) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 24. Estos dos Lazos de emergencia se muestran en la Fig. 2.3.. Fig. 2.3. Representación de los lazos de emergencia 1 y 2.  Lazo #3: Se logra por el alimentador 1370, cerrando el interruptor 1464 abierto en Zulueta, el cual se conecta con la subestación de Placetas por el alimentador 1910 en la cual existe generación diesel, Fig. 2.4.. Fig. 2.4. Representación del l lazo de emergencia #3..

(37) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 25.  Lazo # 4: Por el alimentado 1375, Cerrando el interruptor 7137 que limita a Villa Clara con la provincia de Sancti Spíritus, para poder enlazar con Yaguajay, alimentador 7120 donde también hay grupos diesel, Fig. 2.5.. Fig. 2.5. Representación del lazo de emergencia #4. En la Fig. 2.6 se representa un esquema simplificado de todos los posibles lazos de emergencia, señalando los interruptores en cada caso.. Fig. 2.6. Esquema del sistema simplificado..

(38) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 26. Al comienzo del trabajo se conoció que en Camajuaní se ubicaría una subestación móvil de 110 kV que alimentaría la zona en cuestión, lo cual debe mejorar todas las condiciones de operación, y en especial el trabajo con el Lazo #1 y #2 los cuales cambian sus longitudes. Esta subestación no se tuvo en cuenta para los estudios a pesar de que al final del trabajo (junio) ya se encontraba en explotación por la carencia de información al inicio., Estos cambios son fáciles de hacer pues la configuración con la cual se trabajó el PSX [González –Cueto & García, 2002]tiene en cuenta todas estas posibilidades, es solo abrir o cerrar líneas e interruptores. 2.3 Protecciones Utilizadas Tanto a la salida de cada uno de los alimentadores como en el totalizador se utilizan. relés. numéricos. IM30-DRE. [Microeletrica. Scientifica,. 1998],. con. características de operación bastantes modernas, pero que no tienen posibilidades de grupos de ajustes. Hay que tener en cuenta que esta tecnología varía en intervalos muy breves. 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 =1o5A 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..

(39) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 27. 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. 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..

(40) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 28. - 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 2. Cuando se alcanza el nivel de corriente fijado para el disparo, el led intermitente. 3. Después que haya 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:. K*Ts. (2.1). donde: Tr(I) = Tiempo de disparo cuando hay una corriente igual I. Is = Ajuste de la corriente de arranque del relé..

(41) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. K=. 29. (2.2). donde: 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. 0,062. 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 Moderada 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. 0,0963. 2. 7,3805. Los valores de la Tabla 2.1 dan origen a las curvas de la Fig. 2.7 y 2.8..

(42) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. Fig. 2.7. Curvas IEC.. Fig. 2.8. Curvas IEEE.. 30.

(43) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 31. Los ajustes actuales de las protecciones que se encuentran instaladas en los alimentadores y en el totalizador se muestran en la Tabla 2.2. Tabla 2.2. Ajustes actuales de las protecciones de la subestación. Interruptor. RTC. RTC. Fase. Tierra. Sobrecorriente de fase Retardo de Tiempo. Instant.. Sobrecorriente de Tierra Retardo de. Instant.. Tiempo Iop_Prim. Top (s). Iop_Prim. Iop_Prim. Top (s). Iop_Prim. 200. 0.37. -. 80. 0.53. -. 1385. 40. 40. 1365. 60. 300. 0.35. 900. 60. 0.35. 300. 1370. 60. 300. 0.35. 900. 60. 0.35. 200. 1375. 60. 300. 0.35. 900. 60. 0.35. 300. 1380. 80. 400. 0.35. ¿. 80. 0.35. 400. En el Anexo II se muestran los disparos de las protecciones del totalizador y de los alimentadores en los primeros cinco meses de este año, de acuerdo a los datos ofrecidos por el Despacho de Carga Territorial de Villa Clara. 2.4 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. -m........... Resistividad del aluminio. ρcu = 1.77*10. -m...........Resistividad del cobre.

(44) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 32. 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. Los tipos de conductores así como las especificaciones de los mismos se muestran en la Tabla 2.3. Tabla 2.3. Tipos de conductores y sus radios. Conductor. Sección (mm ). Radio (mm). # 3/0. 85.2. 5.85. 150 mm. 150. 6.9. 70 mm. 70. 4.7. 33.6. 3.25. #2. Nota: los datos anteriores fueron obtenidos de la bibliografía [Amador, 1986] Expresiones a utilizar para el cálculo: R=ρ *L/S..............................................Resistencia (Ω/m). (2.3). donde: L= longitud del conductor en (m) S= Sección del conductor en (m ) X = j0.1738*log(D/(0.7788*r))...........Reactancia (Ω/km). (2.4). donde: r = Radio en (mm) D=. (2.5). B = 9.1*10-6/log(D/(0.7788*r).............Admitancia (mhos/km). (2.6).

(45) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 33. Sustituyendo en cada una de estas expresiones se obtiene como resultado la Tabla 2.4 que se muestra a continuación. Tabla 2.4. Valores de resistencia, reactancia y admitancia por km. Conductor. Resistencia. Reactancia. (Ω/km). (Ω/km). # 3/0. 0.21. 0.438. 3.607*10. 150 mm. 0.189. 0.426. 3.713*10. Resistencia. Reactancia. (Ω/km). (Ω/km). 70 mm. 0.4043. 0.455. 3.476*10. #2. 0.527. 0.4828. 3.276*10. Conductor. Admitancia (/km). Admitancia (/km). Tabla 2.4. Continuación. En el Anexo III.1 se muestran los datos de resistencia, reactancia de cada línea, se considera la admitancia. despreciable; También se muestran datos de las. cargas y transformadores existentes en la red Anexos III.2. 2.5 Montaje de la Red de la Subestación Remedios en el PSX 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 realizados en el Despacho Nacional de Carga se coloca un generador equivalente del SEN conectado a la barra de 110 kV, para esto fue necesario la creación de un modelo de esta máquina equivalente ya que gracias a la variación de sus parámetros (X0, X1, X2) se pueden obtener.

(46) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 34. con exactitud los niveles de cortocircuito en la red estudiada tanto de mínima como de máxima generación. Los resultados obtenidos del PSX, arrojaron en la barra de Remedios 110 kV los niveles de cortocircuito que en la Tabla 2.5. Tabla 2.5. Niveles de cortocircuito en la barra Remedios 110 kV Régimen de Máxima:. Régimen de Mínima:. 2.6 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).  Cortocircuito bifásico y monofásico a tierra por alta en los puntos más cerca eléctricamente al relé (Se toma el mayor de los dos)..

(47) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 35. 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 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 la condición del sistema en máxima generación, luego al comparar las corrientes por el primario del transformador de corriente (TC) de la protección se obtiene el punto más cercano eléctricamente que es el necesario para los cálculos. Para obtener los puntos más cercanos por 34.5 kV para los cortocircuitos bifásico a tierra y monofásico a tierra se realiza el mismo procedimiento pero con los nodos más cerca por 34.5 kV, necesarios para el ajuste del relé de tierra. En el caso del punto más alejado para los cortocircuitos bifásicos, bifásico a tierra y monofásico se ponen los cortocircuito en los supuestos nodos más alejados por 34.5 kV y se toman los que aportan menor corriente por los TC del relé en cuestión en condiciones de mínima generación. 2.7 Chequeo de las Capacidades de los Interruptores de la Subestación [Graiger & Stevenson, 1994] Uno de los datos especificados por los fabricantes de los interruptores es la capacidad momentánea la cual se especifica en kVA ó MVA, en algunos casos en A ó kA, pero este último caso es más típico de los de bajo voltaje. En realidad es.

(48) CAPÍTULO 2 CARACTERIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN REMEDIOS 110 kV. 36. la corriente asimétrica cuyas fuerzas disruptivas debe soportar el interruptor durante el primer medio ciclo después de ocurrido el cortocircuito. En esta subestación se instalaron por el lado de 110 kV interruptores de potencia de SF6 del tipo GL 312 F1/4041/VR del fabricante Areva [Areva, 2005] cuyos datos técnicos se muestran en el Anexo IV.1. Por el lado de 34, 5 kV se instalaron interruptores de la firma Merlín Gerin [Merlín Gerin, 2005], Grupo Schneider Electric de SF6 del tipo GI-E cuyos datos también se muestran en el Anexo IV.2. Con los datos obtenidos de las corridas en el PSX en los diferentes escenarios, se tomaron los valores mayores de los niveles de cortocircuitos los cuales se muestran en la Tabla 2.6. Tabla 2.6. Niveles de cortocircuito y corrientes para la selección de los interruptores de potencia. Interruptor. Nivel de corto circuito. La corriente (kA). (MVA) 1385. 469. 2.46. 1365. 256. 4.28. 1370. 256. 4.28. 1375. 256. 4.28. 1380. 256. 4.28. Los valores obtenidos como se pueden observar de la Tabla 2.6 son menores que los especificados por el fabricante de cada interruptor que en un caso es 25 kA (Merlin Gerin) y 40 kA el Areva. De esta forma no hay dificultades con los interruptores instalados..

(49) CAPÍTULO 3 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES. 37. 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 Remedios 110 kV, para realizar el ajuste de las protecciones, se estudian los niveles de cortocircuito de Remedios 110 kV y las subestaciones con las cuales se obtienen los lazos de emergencia. considerando. las. cuatro. escenarios denominados SISTEMA,. SISTEMA más GD, SISTEMA más GD más CENTRALES e ISLA para todas las condiciones de operación. Con auxilio del Software PSX, se simularon los diferentes tipos de cortocircuitos en los puntos necesarios para la selección de los interruptores y el ajuste de las protecciones de fase y tierra. 3.2 Ajuste de las Protecciones de la Subestación Remedios sin Generación Distribuida Para dicho ajuste se conocen 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. Remedios, Protecciones (Tiempo Inverso IM30) Interruptor. ntc. TC. 1385*. 40. 200/5. 1380. 80. 400/5. 1375. 60. 300/5. 1370. 60. 300/5. 1365. 60. 300/5. *Nota: Los TC del totalizador 1385* están colocados por el lado de 110kV..

(50) CAPÍTULO 3 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES. 38. También fue necesario el apoyo en el programa PSX versión 2.86 como se explicó en el capítulo anterior. Se obtienen los valores de corrientes de cortocircuito necesarias. 3.2.1 Ajustes del Interruptor 1365 Del PSX se obtienen datos necesarios para los cálculos de la protección 1365 cuando no se ha conectado la GD los cuales se muestran en la Tabla 3.2. Tabla 3.2. Corrientes de cortocircuito necesarias para los ajustes del 1365. Condiciones. Iccmín (A). Iccmáx (A). I ccmín (A). I ccmáx (A). Normal. 792. 427. 704. 2434. Lazo #1. 413. -. 460. -. Lazo #2. 527. -. 514. -. Iccmín: es la mínima corriente de cortocircuito que circula por los TC cuando ocurre una falla bifásica en el punto más alejado eléctricamente al interruptor por 34,5 kV. Iccmáx: es la máxima corriente de cortocircuito que circula por los TC cuando ocurre una falla trifásica por secundario del transformador más cercano eléctricamente al interruptor. I ccmín: es la mínima corriente de secuencia cero que circula por los TC cuando ocurre una falla a tierra por 33kV en el punto más alejado eléctricamente al interruptor I ccmáx: es la máxima corriente de cortocircuito que circula por los TC cuando ocurre una falla a tierra en el punto más cercano eléctricamente al interruptor. 3.2.1.1 Ajuste del Relé de Tiempo Inverso de Fase Este ajuste se hará para las condiciones normales de operación de acuerdo a la expresión [Altuve, 1990], [Blackburd, 2007], [Westhighouse, 2002]. (3.1) donde: K= 1.5.