Material de estudio sobre los sistemas flexibles de transmisión de corriente alterna (FACTS)

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(1)Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética. TRABAJO DE DIPLOMA Modernización de las Protecciones de la Subestación La Moza Autor: Alfredo Aguila Falcón Tutora: Dra. Marta Bravo de las Casas Santa Clara 2013 “Año 55 de la Revolución”.

(2) Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética. TRABAJO DE DIPLOMA. Modernización de las Protecciones de la Subestación La Moza Autor: Alfredo Aguila Falcón E-mail: [email protected] Dpto. de Electroenergética Facultad de Ingeniería Eléctrica. UCLV. Tutor: Dra. C. Marta Bravo De Las Casas E-mail: [email protected] Dpto. de Electroenergética Facultad de Ingeniería Eléctrica. UCLV Santa Clara 2013 "Año 55 de la Revolución”.

(3) i. Pensamiento “...Si un día nuestro trabajo nos pareciera bueno, debemos luchar por hacerlo mejor, y si nos pareciera mejor, debemos luchar por hacerlo perfecto...” Fidel Castro Ruz..

(4) ii. Dedicatoria Dedico mi empeño a todo aquel que supo valorarme hasta hoy en especial a mi familia, a mi tutora por confiar en mí y a mis amigos..

(5) iii. Agradecimientos. A mis padres y hermanos que hicieron posible que hoy sea lo que soy. A mi familia que siempre me apoyó en todo. A mi tutora que fue una madre guiando a su hijo todo este tiempo. A todos los profesores por enseñarme como ser mejor profesional cada día. A mis compañeros por compartir conmigo todos estos años..

(6) iv. TAREA TÉCNICA Para. alcanzar. el. objetivo. de. este. trabajo. resulta. imprescindible realizar las siguientes tareas técnicas:. 1- Revisión de la literatura relacionada con el tema incluido lo relacionado con los relés modernos. 2- Recopilación de datos para los análisis en el software Power System eXplorer (PSX) versión 2.87. 4- Cálculo de cortocircuitos y ajustes de protecciones. 5- Confección del Informe.. __________________ Firma del Autor. _______________________ Firma del Tutor.

(7) v. RESUMEN. El sistema de protecciones de la subestación 110/34.5 kV La Moza actualmente por el lado de 34,5 kV cuenta con ajustes en los relés que no responden correctamente ante los distintos tipos de fallas eléctricas dado fundamentalmente por el atraso tecnológico de los dispositivos instalados. Por otro lado a partir de la revolución energética efectuada en el país se ha introducido generación distribuida, cambiando el paradigma de las protecciones y formas de operación de la subestación. Resulta por lo tanto evidente la necesidad de instalar un sistema moderno de protecciones. En este trabajo se realiza el cálculo de las protecciones de la subestación La Moza 110/34,5 kV por el lado de baja. Para el ajuste que se realizó en la modernización de las protecciones de la subestación se recopiló información del estado de las cargas de la subestación, las condiciones de operación de la misma, así como todas las variantes posibles en que puede operar la red: solo con el aporte del Sistema Eléctrico,. con. el. Sistema. Eléctrico,. Generación. Distribuida. e. Hidroeléctrica y en Isla con la Generación Distribuida y la contribución de la Hidroeléctrica Robustiano León (Hanabanilla). Se utilizó el software Power System eXplorer (PSX) versión 2.87 para calcular los niveles de cortocircuito en los nodos y las barras necesarias. Se tuvo en cuenta la contribución del emplazamiento de Generación Distribuida “El Tablón” así como el efecto que provoca esta contribución a las protecciones instaladas y a las que se van a instalar..

(8) vi. TABLA DE CONTENIDOS INTRODUCCIÓN…………………………………………………….…………...1 Capítulo 1 Revisión Bibliográfica…………………………………..….....……..6 1.1 Introducción…………………………………………………………..….……6 1.2 Subestaciones de Distribución…………………………….………..……...7 1.3 Evolución de las Protecciones……………………………………...…..…..8 1.4 Función de la Protección……………………………………………..……...8 1.5 Protecciones Eléctricas utilizadas en las Líneas y Subestaciones Eléctricas…………………………………………………………………..….9 1.5.1 Protección de Sobrecorriente…………………………………..…………9 1.5.2 Protección de Sobrecorriente Direccional……………………………….9 1.5.3 Protección diferencial…………………………………………..…..…….10 1.5.4 Protección de Distancia…………………………...……………....……..11 1.5.5 Relé de reenganche………………………….…………………....……..11 1.5.6 Relé de comprobación de sincronismo……..…………………………..13 1.6 Protecciones digitales…………………………………………..………......14 1.7 Coordinación de las Protecciones…..………………………..……..….....16 1.8 Generación Distribuida……….………………………………………..……20 1.9 Impacto de la Generación Distribuida en Las Protecciones Eléctricas………………………………………………………….…….…....21 1.10 Efectos de la Generación Distribuida sobre la Corriente de Cortocircuito y las Protecciones………………………………………………..…………22.

(9) vii. Capítulo 2 Actualización y Modelación de la Subestación La Moza 110/34.5 kV……………………………………………………………26 2.1 Introducción………………………………………………………….….……26 2.2 Descripción de la Subestación……………………………………..………26 2.3 Condiciones de Operación…………………………………………….……29 2.4 Protecciones instaladas…………………………………………..…….…..31 2.4.1 Ajustes de las protecciones actuales…………………………………..31 2.5 Protecciones propuestas a instalar………………………………………..32 2.5.1 Protección MICOM 143 (AREVA) ………………………….…………...33 2.5.2 Diferencial de transformadores (Protección P63X AREVA)…………..47 Capítulo 3 Cálculo de los Ajustes de las Protecciones……………….….…..49 3.1 Introducción………………………………………………………...………...49 3.2 Chequeo de las capacidades de los interruptores de la subestación…………………………………..…………….…………………49 3.3Criterios de ajuste del relé de sobrecorriente de fase……………….…...50 3.4 Ajuste de los relés de sobrecorriente de fase de los Alimentadores……………………………………………………….………..51 3.4.1Condición de Sistema, Generación Distribuida e Hidroeléctrica……………………………………………………..….……..52.

(10) viii. 3.4.2 Condición de Sistema sin Generación Distribuida ni Hidroeléctrica……………………………………………………………55 3.4.3 Condición de Isla……………………………………………….….……57 3.5Criterios de ajuste del relé de sobrecorriente de tierra…………..…...59 3.5.1 Ajuste para la condición Sistema, Generación Distribuida e Hidroeléctrica.…………………………………………….…………….60 3.5.2 Ajuste para la Condición de Sistema sin Generación Distribuida ni Hidroeléctrica…………………………….………………………….…..60 3.5.3 Ajuste para la condición de Isla…………………………….…..….…61 3.6 Ajuste de las Restantes Funciones de los Relés…………..….…..….62 3.6.1 Sobretensión…………………………………………………………….62 3.6.2 Bajatensión………………………………………………………………63 3.6.3 Sobrefrecuencia y baja frecuencia……………………………………64 3.6.4 Ajuste ∂f/∂t……………………………………………………..………..65 3.6.5 Conductor Roto…………………………………………………………65 3.6.6 Ajuste de secuencia inversa…………………………………………..65 3.6.7 Protección de falla de interruptor……………………………….…….67 3.7 Protección Diferencial de los Transformadores………………..….…..70 Conclusiones………………………………………………………………..….73 Recomendaciones……………………………………………………………..75 Referencias Bibliográficas ………………………………………….….…….76 Anexo II.1……………………………………………………………….....…..80 Anexo III.1………………………………………………………………….....83 Anexo III.2……………………………………………………………………..85 Anexo III.3………………………………………………………….………….87.

(11) 1. INTRODUCCIÓN. La continuidad y la calidad del servicio son dos requisitos íntimamente ligados al funcionamiento satisfactorio de un Sistema Electroenergético de Potencia (SEP). La continuidad hace referencia al hecho de que el sistema eléctrico debe garantizar que la energía producida en los centros de generación sea suministrada de forma ininterrumpida a los consumidores, característica que adquiere especial importancia si se tiene en cuenta que la energía eléctrica no puede ser almacenada a diferencia de otros tipos de energía. Una interrupción tiene repercusiones directas e inmediatas sobre los procesos que se desarrollan a partir del consumo de la energía eléctrica, es decir toda la sociedad moderna.1 En la actualidad la energía eléctrica se ha hecho indispensable para las actividades humanas, por lo que se tiene el compromiso de mantener un servicio continuo y confiable de esta. Es por esta razón que los nuevos sistemas de protección (equipos automáticos encargados de proteger los elementos del SEP) sean cada vez más complejos, confiables y seguros. Los mismos tienen la responsabilidad de eliminar cualquier tipo de avería que se presente, realizándolo en el menor tiempo posible y sacando con ello del servicio la mínima porción de la red en cuestión. Las fallas eléctricas ocurren con mayor sistematicidad en las líneas debido a la longitud y a que estas están a la intemperie. Debido a su magnitud y que pueden llegar a dañar elementos del sistema una falla debe ser aislada lo más rápido posible. De no tomar ninguna medida en contra de un fallo, el mismo se propaga a través de la red eléctrica y sus efectos se irían extendiendo a grandes regiones. Como consecuencia de una avería desarrollada grandes áreas pueden quedar sin servicio eléctrico y la calidad del suministro se resentiría. A través de la historia se ha analizado este problema, obteniendo buenos resultados con la intervención de equipos de protección, los cuales deben contar con ciertas características, como la rápida liberación de fallas,.

(12) 2. alta sensibilidad y la restauración automática del servicio en el suministro de energía eléctrica. Los sistemas de protección tienen la característica de eliminar cualquier tipo de avería existente en una línea de transmisión, generando la salida de servicio de uno o más elementos del sistema comprometidos por la avería. La consecuencia directa de esta acción cuyo objetivo es proteger al equipamiento de las elevadas corrientes de falla, produce como efecto colateral la reducción de la capacidad de transmisión y la confiabilidad del sistema, lo cual significa una afectación directa a los restantes miembros del mercado eléctrico: generadores, redes de transmisión y distribución y a los consumidores. 2 Sin lugar a dudas las protecciones eléctricas han transitado por un largo camino hasta llegar al punto en el cual se encuentran hoy, lugar que se halla determinado por el gran avance que las mismas han logrado alcanzar gracias a la electrónica digital, permitiéndose con ello el desarrollo de nuevos dispositivos protectores Por estas y otras problemáticas que se presentan en las redes de transmisión, subtransmisión y distribución de energía eléctrica los fabricantes de los elementos de protección han visto la necesidad de fabricar protecciones más rápidas, confiables y precisas. En el mundo actual el desarrollo de los sistemas de protecciones es un logro ya que los relés cada vez son más rápidos y seguros a la hora de detectar y aislar fallas eléctricas. La introducción de la Generación Distribuida ha hecho que la sensibilidad de las protecciones aumente en algunos casos debido a los incrementos en los niveles de cortocircuito, mientras que en otros ha decrecido, no de forma notable debido a los efectos de generación intermedia producidos por los Centrales Azucareros. Para tales variaciones en los niveles de cortocircuitos los ajustes actuales de las protecciones no están a altura de los retos propuestos, se notan cambios en los valores de arranque, falta de coordinación y de sensibilidad de algunos de los relés producto de estas variaciones. Se proponen soluciones para mejorar las operaciones de las protecciones en los nuevos escenarios de Generación Distribuida en el sistema.3 En nuestro país se han incrementado los emplazamientos de generación distribuida, además de que la carga ha crecido considerablemente, se han.

(13) 3. construido nuevas subestaciones. Estos cambios en el sistema han traído como consecuencia la modernización de los sistemas de protecciones, pues se ha hecho necesario implementar configuraciones las cuales sean capaces de brindar un mayor grado de coordinación entre los diferentes elementos protectores involucrados y se ha realizado mejoras en algunos parámetros tales como son: sensibilidad, fiabilidad y rapidez. Todo ello proporciona la ventaja de atender las fallas en un menor tiempo posible a la vez que mejora la calidad del sistema por concepto de continuidad en el servicio prestado. En la subestación La Moza la generación distribuida tiene características diferentes a la mayoría de las subestaciones de la provincia, donde la misma se encuentra instalada en la propia subestación de 110 / 34.5 kV. En la esta se encuentra en un punto medio de uno de los alimentadores. Esto hace que el paradigma de la protección de este tipo de redes cambie, ya que para determinadas averías o fallas la dirección de la corriente de cortocircuito cambie, la red deje de ser radial, y aparezca efecto de fuente intermedia. Todo lo anterior puede que haga que las protecciones que se encuentran instaladas tengan. operaciones. incorrectas. o. falta. de. operación,. o. necesiten. direccionalidad teniendo en cuenta que son de tecnología obsoleta. Por otro lado la introducción de la generación distribuida complica el esquema de protecciones. Situación problemática: Las. protecciones. que. se. encuentran. instaladas. pueden. tener. operaciones incorrectas o falta de operación, o necesidad de direccionalidad teniendo en cuenta que las actuales son de tecnología obsoleta. La introducción de la generación distribuida en un nodo intermedio de uno de los circuitos complica el esquema de protecciones eléctricas. En este trabajo se realizó un estudio de la subestación de 110 / 34,5 kV La Moza, ubicada en las provincias de Villa Clara y Cienfuegos, con el objetivo de hacer modernización en el sistema de protecciones ya que el que se encuentra instalado en la actualidad está presentando problemas debido a los ajustes existentes y la antigüedad de los dispositivos..

(14) 4. Necesidad de la investigación: Modernizar las protecciones eléctricas por el lado de 34,5 kV de la subestación La Moza 100/34.5 kV. que se corresponda con las nuevas condiciones, y que cumpla las nuevas exigencias que tiene el sistema, de esa forma se sustituirá la instalada con 30 años de explotación y malas condiciones de mantenimiento. El objetivo principal de este trabajo fue realizar los cambios y ajustes de las protecciones eléctricas de esta subestación por 34,5 kV así como analizar cómo afecta la GD los ajustes efectuados y proponer soluciones que eviten un mal funcionamiento de las protecciones que puede ser provocado por este tipo de generación en el caso necesario. Pregunta científica: ¿Las protecciones de la subestación estarán con el ajuste correcto? ¿Se dará solución a los problemas presentados en la operación de las protecciones sustituyendo las mismas por otras más modernas? Objetivo General: Realizar un análisis, los cálculos y estudios necesarios para cambiar las protecciones de la subestación La Moza 110/34.5 kV por otras más modernas con el objetivo de disminuir las afectaciones y operaciones incorrectas que esta presentando. Objetivos Específicos: 1- Hacer una revisión bibliográfica del tema en cuestión que incluye las afectaciones que se han producido la introducción de la generación distribuida en las redes eléctricas y las posibilidades de las nuevas tecnologías de protección de satisfacer los requerimientos en las nuevas condiciones de operación. 2- Actualización de la red eléctrica a estudiar para su modelación en el software Power System eXplorer (PSX) versión 2.87. 3- Analizar los nuevos dispositivos que se instalaran en la subestación..

(15) 5. 4- Realizar el cálculo de los niveles de cortocircuito y las corrientes de cortocircuito necesarias para el ajuste de las protecciones a instalar en las diferentes condiciones de operación de la red eléctrica. 5- Ajustar las protecciones de acuerdo a los diferentes criterios. Justificación de la investigación: El tema de investigación que se plantea, entrará a resolver condiciones de operación de las protecciones eléctricas instaladas, de manera que el sector de sistema, tenga una operación más eficaz ante las averías. El presente trabajo de investigación presenta la siguiente estructura: Capítulo 1. Revisión bibliográfica del tema. Se analizan los antecedentes de las protecciones en la subestación La Moza 110/34.5 kV y de un conjunto de conceptos y teorías imprescindibles para el cumplimiento de los objetivos de este trabajo. Capítulo 2. Descripción de la subestación y de las funcionalidades de los dispositivos de protección modernos que se instalarán. Capítulo 3. Cálculo de los ajustes a los distintos relés de protección que se proponen en las diferentes condiciones de operación de la red. Al final del trabajo se ofrecen un conjunto de conclusiones y recomendaciones para el ajuste correcto y el funcionamiento exitoso del sistema de protección de la subestación que se está estudiando..

(16) 6. Capítulo 1 Revisión Bibliográfica. 1.1. Introducción. Con el desarrollo de las técnicas digitales alcanzado entre los años 60 y 70 del pasado siglo los métodos de integración de la electrónica trajeron como consecuencia el surgimiento de los microprocesadores, por otra parte los logros alcanzados por los algoritmos matemáticos, aplicables a esta técnica por los investigadores como técnica viable, trajo como resultado su implementación como nueva tecnología a las protecciones de los sistemas eléctricos de potencia (SEP), provocando un salto tecnológico en el desarrollo histórico en lo referente a las protecciones por relé y automática de sistemas eléctricos de potencia. Solo se tuvo que esperar por el desarrollo del microprocesador, para que este ganara en capacidad y velocidad en su operación, y los precios de mercado tomaran un valor razonable que hiciera posible su comercialización, para que el relé digital se impusiera en los mercados, frente a las generaciones de relés estáticos y electromecánicos existentes en esa época. El alto desarrollo alcanzado por los relés digitales contemporáneos, ha sido consolidado por todos los sectores que se dedican al estudio, investigación y producción de este tipo de tecnología, para obtener una más eficiente explotación de los sistemas eléctricos de potencia, en el presente capítulo se presenta un enfoque sobre este tema, las ventajas y posibilidades que ofrecen los relés digítales de protección de SEP. Las líneas de transmisión, son uno de los elementos más importantes del sistema eléctrico por su función, son las más propensas a fallas debido a su gran longitud y exposición a la intemperie. En caso de presentarse una falla, estas deben ser liberadas de la manera más rápida posible; son peligrosas para los equipos y personas y representan un gran costo. A través de la historia se ha analizado este problema, obteniendo buenos resultados con la intervención de equipos de protección, los cuales deben contar con ciertas.

(17) 7. características, como la rápida liberación de fallas, alta sensibilidad, la restauración automática del servicio en el suministro de energía eléctrica. 1.2. Subestaciones de Distribución. Se le llama subestación de distribución a una subestación que se ubica centralmente dentro del área de carga, estas son la fuente de suministro de energía para la distribución a nivel local. La función principal de la subestación es reducir la tensión del nivel de transmisión o de subtransmision al nivel distribución. Para alcanzar este objetivo, las subestaciones emplean varios dispositivos de seguridad, de conmutación, de regulación de tensión, medida,. y. pueden. ser. operadas. manual. o. automáticamente.. y de Estas. subestaciones pueden estar próximas a áreas densamente pobladas. A veces es aconsejable llevar las subestaciones de distribución a las afueras de la zona que se debe atender, para que esto sea posible, el área que se debe cubrir no puede ser muy grande. Las ciudades pequeñas pueden ser atendidas fácilmente con las subestaciones ubicadas en su periferia, lógicamente el crecimiento de la zona urbana lleva a que más tarde queden integradas en el área de la ciudad. Las subestaciones de distribución frecuentemente deben realizarse con importantes limitaciones de espacio, y entonces este es la base del diseño. Se deben buscar las soluciones compactas, y los esquemas se han ido modernizando más cada día, aprovechando equipos más confiables y que ocupan menos espacio. Al estar en el centro de una zona de carga, el espacio es valioso por lo que debe ser bien aprovechado, muchas veces este espacio es preexistente y ya no puede ser ampliado. Uno de los principales componentes de las subestaciones son los equipos que tienen la responsabilidad de proteger la red eléctrica. Entre sus propiedades fundamentales esta la coordinación, es decir que ante una falla opere primero la protección primaria y en caso de que esta falle opere entonces la de respaldo..

(18) 8. 1.3. Evolución de las Protecciones. Con el paso de los años y ya para finales del siglo XIX, producto de la expansión territorial, el aumento de los consumidores e incremento de la complejidad en las conexiones se fue generando la necesidad de implementar sistemas de protecciones que fueran capaces de dar solución a las averías que se presentaban durante la puesta en servicio de las redes. Es entonces que surge todo un largo camino en el estudio de los sistemas de protección. 1.4. Función de la Protección. La función de la protección por relés es originar el retiro automático rápido del servicio de cualquier elemento de un sistema de potencia, cuando éste sufre un cortocircuito o cuando empieza a funcionar en cualquier forma anormal que pueda originar daño o interfiera de otra manera con el funcionamiento eficaz del resto del sistema. Además debe señalizar el lugar de la avería4, 5, 6, 7. Para que un sistema de protección pueda realizar sus funciones en forma satisfactoria debe cumplir con las siguientes características8: Sensibilidad: detectar pequeñas variaciones en el entorno del punto de equilibrio, de ajuste, o de referencia, con mínima zona muerta o de indefinición. Selectividad: detectar un determinado tipo de anomalía en un determinado componente o equipo del sistema de potencia y no operar ante otro tipo de anomalía o ante anomalías en otros equipos. Rapidez: limitar la duración de las anomalías, minimizando los retardos no deseados. Confiabilidad: probabilidad de cumplir la función encargada sin fallar, durante un período de tiempo. Seguridad: probabilidad de que la protección no opere incorrectamente, habiendo o no falla o condición anormal en el sistema eléctrico de potencia, o sea que no opere cuando no corresponde que lo haga..

(19) 9. Otras características deseables en un sistema de potencia son: su disponibilidad (porcentaje del tiempo estipulado, en que el equipo o parte del sistema de potencia está disponible para ser operado o utilizado), la estabilidad (capacidad de recuperar un estado estable de operación, caracterizado por la operación sincrónica de los generadores, luego de una perturbación). Dado que la estabilidad transitoria está relacionada con la habilidad que tiene el sistema de potencia para mantener el sincronismo cuando está sometido a grandes perturbaciones, el comportamiento satisfactorio de los sistemas de protecciones es importante para asegurar la estabilidad del mismo. 1.5. Protecciones Eléctricas utilizadas en las Líneas y Subestaciones Eléctricas. Se describirán algunas de las protecciones eléctricas más utilizadas para las subestaciones y líneas eléctricas4, 5, 6, 9 1.5.1 Protección de Sobrecorriente La protección de sobrecorriente es el primer tipo de protección utilizada 4 son las más sencillas de las existentes1. Se aplican para la protección de fase y tierra en las líneas radiales, no necesitan direccionalidad, hay flujo de potencia en. un. solo. sentido.. Son. sencillas. pero. necesitan. ser. reajustadas. frecuentemente al cambiar la configuración o la carga del sistema. Pueden ser instantáneas y con retardo de tiempo en función de su tiempo de operación. Estas últimas pueden ser tiempo definido o tiempo inverso. La protección de sobrecorriente tiempo definido tiene limitaciones prácticas entre las que se encuentran: no coordinar adecuadamente con los fusibles y otros dispositivos de protección con características de tiempo inverso y ser afectadas por los altos valores transitorios de corriente que se originan al restablecer el servicio después de una interrupción prolongada o un cortocircuito transitorio. 1.5.2 Protección de Sobrecorriente Direccional La protección direccional está capacitada para distinguir el flujo de corriente en una dirección o la otra en un circuito de corriente alterna, reconociendo las.

(20) 10. diferencias en el ángulo de fase entre la corriente y una magnitud denominada de polarización. Esta capacidad de distinguir entre un flujo de corriente en una dirección y otra depende de la selección de la magnitud de polarización 6. La protección direccional de Sobrecorriente es una combinación de la protección de Sobrecorriente y la direccional. Se utilizan para líneas con alimentación bilateral o lazos con una sola fuente de alimentación, donde la corriente de falla y de carga puede fluir en ambos sentidos. Por lo tanto la protección de la línea debe distinguir si el sentido del flujo de potencia está en el sentido que le corresponde a la línea que protege. Como la protección opera solo para las fallas que se corresponden con la dirección de disparo evitan la complejidad en la coordinación y por lo tanto no comprometen la protección de la línea. 1.5.3 Protección diferencial Esta es una protección con selectividad absoluta. Compara las señales eléctricas provenientes de distintos puntos del elemento protegido, usualmente de sus extremos. Existen dos tipos de protecciones diferenciales: Las longitudinales. Comparación directa de las señales eléctricas provenientes de todas las interconexiones del elemento con el resto del sistema Las transversales. Comparación directa de las señales eléctricas provenientes de dos o más circuitos que llegan a un mismo nodo En caso de la primera pueden compararse valores instantáneos (complejos) de las corrientes, sus módulos y fases, o solo sus fases. Con los módulos solo no se puede discriminar si el cortocircuito está fuera o dentro de las zonas protegidas. Se pueden aplicar a todos los elementos del sistema: generadores, motores, barras y transformadores, con un canal de comunicación alámbrico y en el caso de las líneas también se pueden utilizar canales de comunicación por hilo piloto, onda portadora, microonda, y fibras óptica. Las del segundo caso, pueden compararse los valores instantáneos, las fases o los módulos de las corrientes y también las potencias. Su aplicación está.

(21) 11. limitada a casos como el de dos o más líneas que salen de una barra, o el de dos o más pasos en paralelo del devanado de estator. Su canal de comunicación siempre será alámbrico. Una protección diferencial muy utilizada en la práctica es la de porcentaje diferencial, la cual brinda una buena sensibilidad para los cortocircuitos internos y garantiza la no operación para cortocircuitos externos1, 2, 3, 4 1.5.4 Protección de Distancia Cuando se quiere aplicar una protección selectiva en grandes redes no resulta conveniente la protección de sobrecorriente tiempo escalonado o constante ya que los tiempos de ajustes pudieran resultar demasiado elevados. Esta situación no se desea cuando el cortocircuito está en las proximidades de los relés. Esta situación se resuelve con los relés de distancia, los cuales tienen un tiempo de actuación directamente proporcional a la distancia del cortocircuito 6 La protección de distancia es una protección con selectividad relativa que tiene direccionalidad y que se logra con relés de distancia. Se utilizan como regla general en líneas de transmisión de 110 kV y con tensiones superiores, realizando la función de protección contra cortocircuitos entre fases y en ocasiones como protección de tierra 1, 2, 3, 4. Los relés de distancia son órganos de medición que responden al cociente de la tensión Vr y la corriente Ir a ellos aplicados. Seleccionando correctamente estas magnitudes puede demostrarse que en presencia de un cortocircuito se logre que esta magnitud sea proporcional a la distancia eléctrica hasta la falla, de ahí el nombre de estos relés. 1.5.5 Relé de reenganche Al describir los aspectos generales y principios fundamentales de aplicación de las protecciones, hemos señalado que al menos un 90 % de las fallas en un sistema eléctrico se producen en las líneas aéreas, y de estas, la mayor parte son de fase a tierra y además, un 85/90 % de ellas transitorias. Este tipo de fallas se despejan casi en su totalidad al abrir los interruptores y no se reproducen al volver a energizar la línea9..

(22) 12. En la mayoría de las fallas si la línea es disparada instantáneamente y el arco tiene tiempo suficiente para desionizarse, el reenganche del interruptor permite reponer con éxito la tensión. Se utilizan esquemas de reenganche automáticos para volver a cerrar, automáticamente, tras una temporización determinada, un interruptor abierto por el funcionamiento de equipos de protección cuando las fallas que prevalecen son transitorias y semi-permanentes. Por lo tanto el reenganchador es el dispositivo que cumple la función de cerrar de forma automática un interruptor, enviando la orden al dispositivo de cierre del interruptor después de recibir permiso del relé de comprobación de sincronismo. Los relés de reenganche se aplican a los sistemas de distribución y a los sistemas de alta tensión pero la filosofía de aplicación difiere notablemente de un sistema a otro7. En las redes de distribución AT/MT, el automatismo de reenganche se utiliza principalmente en salidas radiales donde los problemas de estabilidad de la red no suelen presentarse. Las principales ventajas de la utilización de la función de reenganche pueden resumirse como sigue10. Minimización de las interrupciones de suministro para el consumidor. Reducción de los costes de explotación: reducción del tiempo invertido en reparar los daños causados por las fallas, y posibilidad de explotar la red sin operadores en la subestación. Con protecciones instantáneas con reenganche se reducen los tiempos de eliminación de fallas, se minimizan los daños causados por las fallas y se reducen los riesgos de fallas permanentes. La introducción de la función de reenganche automático ofrece un beneficio importante en los circuitos que utilizan coordinación basada en las temporizaciones de los relés, en la medida que permite la utilización de la protección instantánea para obtener un primer disparo muy rápido. Gracias al disparo rápido, la duración del arco de la falla en la línea aérea se minimiza, reduciendo así los riesgos de deterioro de la línea y evitando que la falla transitoria se transforme en permanente.. La utilización de la protección.

(23) 13. instantánea permite evitar que los fusibles se fundan en circuitos derivados y reduce las operaciones de mantenimiento en los interruptores, eliminando el calentamiento asociado al corte del arco al liberar las fallas transitorias. Conviene advertir que mientras la protección. instantánea se utiliza con el. reenganchador automático, el esquema normalmente se configura para bloquear la protección instantánea, tras el primer disparo. Si la falla persiste después del reenganche, la protección temporizada permite un disparo selectivo con los otros dispositivos de protección, aislando únicamente la zona fallada. 1.5.6. Relé de comprobación de sincronismo. Se conoce por el nombre genérico de relé de comprobación de sincronismo un dispositivo utilizado para comprobar cuando están ó no, dos partes de un mismo sistema ó dos sistemas separados en sincronismo uno con el otro. Miden las magnitudes de las tensiones de los dos lados y el ángulo existente entre ellos, comprobando si están dentro de las condiciones prefijadas para su acoplamiento7. Tradicionalmente han existido dos clases de relés de comprobación de sincronismo, uno el más simple, aquel que comprueba si en un determinado espacio de tiempo se mantienen los parámetros dentro de los límites prefijados y como consecuencia, produce una señal de salida que permite el cierre ó el reenganche de un interruptor, si es que hay sincronismo en ambas partes del sistema. En cuanto al segundo, se trata de un dispositivo de alta velocidad que en un tiempo máximo de 1 s, realiza la comprobación de sincronismo y tiene su aplicación cuando se requiere una comprobación rápida de sincronismo y además, vaya asociada con una función de bloqueo. Se ajusta muy bien a las necesidades de las grandes líneas de transporte de energía, actuando como función previa. a los reenganches automáticos a alta velocidad.. Se les. denomina también equipos de sincronización automática y aparte de medir las magnitudes que hemos señalado de tensiones y el. ángulo existente entre. ellos, miden el deslizamiento ó la velocidad de variación relativa de las frecuencias de ambas partes a sincronizar..

(24) 14. Se debe resaltar como hecho importante, que los relés de comprobación de sincronismo sean del tipo que sean, son básicamente dispositivos de permiso, con la misión de permitir o evitar el cierre del interruptor iniciado por algún otro dispositivo. Un relé de comprobación de sincronismo nunca inicia un reenganche, sino que es una función de supervisión, previa a la actuación del reenganchador. Cualquiera de los tipos de relés ó equipos de comprobación de sincronismo requieren que se alimenten con una tensión monofásica entre fases ó entre fase y tierra, de ambos lados del interruptor. 1.6 Protecciones digitales Durante las tres últimas décadas del siglo pasado, las protecciones digitales han ido ganando mercado y desplazando progresivamente a los relés electromecánicos y electrónicos; sin embargo, ninguna de estas dos tecnologías ha desaparecido completamente de las nuevas instalaciones de hoy en día. Esta inercia es especialmente característica de las compañías de distribución y energía eléctrica, donde el número de instalaciones, la magnitud de las inversiones y las posibles repercusiones sobre la calidad del suministro imponen una actitud extremadamente prudente ante cualquier cambio tecnológico. Los primeros relés digitales no eran externamente distintos de sus inmediatos antecesores de electrónica analógica, incluso su ajuste era similar, y el usuario solo podía distinguirlos por la información facilitada por el fabricante. Esta semejanza no era casual sino que respondía a una estrategia calculada para ir introduciendo progresivamente las nuevas tecnologías sin levantar suspicacias en los compradores. Con cada cambio tecnológico ha sido necesario adaptar antiguos principios de funcionamiento, contrastados y perfeccionados mediante la experiencia de años, a soluciones compatibles con los nuevos diseños. En el caso de los relés digitales, estas soluciones adoptan la forma de algoritmos y esquemas lógicos binarios. Aparece entonces el concepto de fiabilidad del software, que solo.

(25) 15. debe garantizar la correcta operación en el caso de fallo en la zona protegida (obediencia), sino la ausencia de disparo en el resto de los casos (seguridad). Los fallos elegidos para los ensayos de simulación son los estadísticamente más frecuentes, por lo que los resultados globales, aunque aparentemente buenos, no son aceptables en un campo donde precisamente se busca la situación anormal en la explotación, y un solo error puede tener tan graves repercusiones. Otro freno fundamental a la incorporación de los relés digitales fue su sensibilidad frente a perturbaciones electromagnéticas que pueden provocar no solo la avería de los equipos sino a la actuación intempestiva con las consiguientes repercusiones sobre el suministro. Existe una normativa internacional sobre los niveles de compatibilidad y los procedimientos de ensayos correspondientes. Lo habitual hoy en día, esta entrada de los valores de ajuste mediante ordenadores portátiles conectados por un canal serie a un puerto de comunicaciones; en la computadora se ejecuta una aplicación informática que mejora la interfaz entre usuario y protección. La flexibilidad y potencia de la tecnología digital permite la integración en un solo equipo de funciones de protección, registro, control y medida. Las consecuencias son la reducción de la demanda, tanto en cantidad como en precio de los equipos y el incremento de la oferta, ya que empresas antes especializadas en protección, registro, control y medida, intentan ahora cubrir todas las áreas para continuar en el mercado. Además la problemática de la operación y mantenimiento de los equipos digitales se está distanciando de la propia de los equipos eléctricos, precisándose personal, especializado y distinto en cada caso. Estos sistemas han supuesto una revolución en la ingeniería de los sistemas de control de las subestaciones e instalaciones de distribución de energía eléctrica..

(26) 16. La capacidad de los nuevos relés para la memorización de información sobre las perturbaciones provoca una avalancha de datos difícilmente tratable con los medios humanos normalmente disponibles para análisis de las anomalías en la red. Se plantea la necesidad de automatizar lo más posible el proceso de recogida y tratamiento de la información registrada por las protecciones digitales. Por último las posibilidades de comunicación entre equipos de una misma subestación o entre otros equipos es otra de las bondades de estas protecciones. 1.7. Coordinación de las Protecciones. La coordinación de las protecciones consiste en definir las graduaciones de las magnitudes medidas por el relé y los tiempos necesarios para la operación debidamente priorizada del sistema de protección con la finalidad que su actuación sea en el mínimo tiempo posible. En tal sentido, se requiere considerar las coordinaciones entre la(s) protección(es) principal(es) y la protección de falla de interruptor, así como con la protección de respaldo 11. El estudio de coordinación implica un análisis de las características de todos los dispositivos ubicados en serie entre las fuentes y cargas. Se necesita la información para la selección de los transformadores de corriente (TC), características y parámetros de ajuste de los relés, valores nominales de fusibles, características y valores de los parámetros de ajuste de los interruptores. Básicamente, no existen esquemas de coordinación definidos para las protecciones. El esquema de la coordinación se determina normalmente según la topología específica individual del sistema de distribución, así como varias otras consideraciones. Se hace necesario hacer revisiones de la coordinación cuando aumenta el nivel de cortocircuito, o cuando cambia alguna forma de configuración de la red, por adición de nuevas cargas, fuentes o cambios en la red ya existente. La selectividad de la protección de sobrecorriente se logra por dos métodos, por corriente y por tiempo..

(27) 17. Coordinación por corriente es la que se establece entre dispositivos de operación instantáneos, tales como los relés de sobrecorriente. Las corrientes de arranque deben seleccionarse de modo que el dispositivo de respaldo no opere para la corriente asimétrica máxima correspondiente a un cortocircuito que ocurra en un punto situado después del dispositivo primario. Coordinación por tiempo implica que el dispositivo de respaldo sea más lento que el dispositivo primario para todo el conjunto de valores de corriente de falla que pueden circular por ambos dispositivos, es decir, para todas las fallas que puedan ocurrir después del dispositivo primario. En el caso general ese estudio debe hacerse de forma gráfica, dibujando sobre un mismo gráfico las características tiempo – corriente de ambos dispositivos, para garantizar que la del respaldo quede por encima de la del primario en todo intervalo de corrientes de fallas posibles. Para determinar la coordinación con la protección de respaldo se debe considerar la secuencia de eventos mostrada en la figura 1.1 que se detalla a continuación9. 1. Al producirse una falla se inicia la actuación de la protección principal que tiene un tiempo de actuación mínimo (tR), sin ningún retraso adicional, que termina dando una orden de apertura al Interruptor 2. La falla se extingue después de la operación de apertura de la corriente de falla por parte del interruptor que tiene un tiempo de operación (t52). 3. Si la falla no se extingue, la protección de respaldo debe actuar, para lo cual se debe considerar un margen previo. En este margen se debe incluir el tiempo de reposición del relé (tr) más un adicional (tM) después del cual se envía un orden de apertura al interruptor. 4. La falla será extinguida por la protección de respaldo después del tiempo de apertura del interruptor (52).

(28) 18. Figura 1.1. Coordinación de las protecciones De acuerdo a lo expuesto, el tiempo de ajuste de la protección de respaldo (t PR) vendrá dado por la. t. PR. t. R. t. 52. t. rR. t. (1.1). M. Los valores usuales para la los tiempos antes mencionados están indicados en la tabla 1.1. RELÉS. Tiempo relé tR. Tiempo reposición Factor relé tr. DIGITALES. ELECTROMECÁNICOS. de. seguridad tM. Ciclos. 2. 1. 4. ms. 33. 17. 67. Ciclos. 4. 8. 8. ms. 67. 144. 133. Tabla 1.1. Tiempos para la coordinación de los relés. Los tiempos de operación de los interruptores dependen de su tecnología. Los interruptores antiguos en aceite tenían tiempos de 5 y hasta 8 ciclos; sin embargo, los modernos equipos tienen los tiempos que se indican en la tabla 1.2..

(29) 19. NIVEL DE TENSIÓN. TENSIONES. TIEMPOS DE INTERRUPCIÓN. Muy alta tensión. 550 kV – 363 kV. 2 ciclos = 33 ms. Alta tensión. 245 kV – 145 kV. 3 ciclos = 50 ms. 72,5 kV – 52 kV - 36 kV. 4 ciclos = 83 ms. Mediana y alta tensión. Tabla 1.2. Tiempos de operación de los interruptores. En función de los tiempos indicados, se puede establecer el escalonamiento de los tiempos que se indican en las tablas 1.3 y 1.4 Relé. Interruptor. Protección. (ciclos). respaldo. Protección. Protección falla. Protección. respaldo. interruptor. respaldo. ELECTROMECÁNICO. DIGITAL. sin BF. con. BF BF1. BF2. 2. 4. 9. 9. 13. 20. 3. 5. 10. 10. 15. 23. 4. 6. 11. 11. 17. 26. 5. 7. 12. 12. 19. 29. 8. 10. 15. 15. 15. 28. 2. 6. 14. 14. 14. 24. 3. 7. 15. 15. 15. 26. 4. 8. 16. 16. 16. 28. 4. 9. 17. 17. 17. 30. 8. 12. 20. Tabla 1.3. Escalonamiento de tiempos para la coordinación de la protección (ciclos).

(30) 20. Relé. Interruptor. Protección. (ciclos). respaldo. Protección. Protección falla. Protección. respaldo. interruptor. respaldo. ELECTROMECÁNICO. DIGITAL. sin BF. con. BF BF1. BF2. 33. 67. 150. 150. 217. 333. 50. 83. 167. 167. 250. 383. 67. 100. 183. 183. 283. 433. 83. 117. 200. 200. 317. 483. 133. 167. 250. 250. 250. 467. 33. 100. 233. 233. 333. 400. 50. 117. 250. 250. 250. 433. 67. 133. 267. 267. 267. 467. 83. 150. 283. 283. 283. 500. 133. 200. 333. Tabla 1.4. Escalonamiento de tiempos para la coordinación de la protección (ms) 1.8. Generación Distribuida. La generación distribuida entra en Cuba en el año 2005 por el alto déficit de energía en el país ,debido a que las centrales térmicas no daban abasto con la demanda y se encontraban en muy mal estado de mantenimiento, por su fácil montaje, poca inversión inicial la generación distribuida tubo gran aceptación ya que daba solución rápida a las dificultades que presentaba el sistema energético nacional .además el país por su conformación geográfica es asediado fuertemente por los eventos meteorológicos que afectan en gran medida el sistema y la generación distribuida servía de sostén al sistema en.

(31) 21. caso de ser afectado por algún evento. La figura 1.2 muestra un esquema de un sistema eléctrico con generación distribuida.. Figura 1.2. Ilustración esquemática de Generación Distribuida. Por otra parte el acercamiento de la generación a las cargas representa un significativo ahorro en lo que se trata de trasmisión a distancia de la energía 12, 13, 14. .. Esta generación distribuida se basó fundamentalmente en bloques de ocho generadores diesel sincronizados al sistema son las denominadas baterías, con un aporte de 20 MW. Por otro lado también se han instalado grupos fuel con un aporte de 8 MW, ambos ubicados en las subestaciones de 110-34,5 kV y en algunas de 34,5-13,8 kV. Además también se han instalado bloques aislados de igual forma sincronizados al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de dos generadores. El país se encuentra enfrascado en el uso de energías renovables, por ejemplo se han construido tres parques eólicos15, 16 varias minihidroeléctrica y para este año debe comenzar a funcionar el primer parque fotovoltaico, las cuales son otras formas de generaciones. 1.9. Impacto de la Generación Distribuida en Las Protecciones Eléctricas. La introducción de la generación distribuida ha traído un conjunto de ventajas técnicas pero a su vez han aparecido otro conjunto de problemas técnicos,.

(32) 22. solubles pero que conllevan muchos estudios técnicos. Entre estos problemas se encuentra el de los retos que se le impone a las protecciones eléctricas. 1.10. Efectos de la Generación Distribuida sobre la Corriente de Cortocircuito y las Protecciones. En 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. Los esquemas de protección de los sistemas radiales están acordes a los niveles de cortocircuito, corrientes de carga máxima, tensión del sistema y nivel de aislamiento para ese tipo de red 12. La adición de GD en las mismas altera las direcciones en los flujos de las corrientes de cortocircuito, así como sus magnitudes en varias partes de los alimentadores, de acuerdo al lugar en el cual este ubicada la falla. Producto de ello pueden ocurrir operaciones incorrectas de las protecciones. El problema en general es a causa de que dichas redes eléctricas están diseñadas para transmitir la potencia en un solo sentido, direccionalmente, es decir son redes pasivas, llevando la potencia desde las centrales generadoras hasta las distintas cargas. Esto significa, que la potencia va desde altos valores de tensión en la transmisión hasta valores más bajos en la distribución secundaria, usados por los usuarios. Las corrientes de falla circulan por lo tanto de manera similar. Con estos conceptos expuestos anteriormente las protecciones de los alimentadores son fáciles de ajustar17, 18. Al adicionar a la red la GD, las redes que antes eran pasivas por lo antes expuesto, se tornan activas. Por lo que todos estos conceptos pierden validez,.

(33) 23. ya que los niveles de cortocircuito se incrementan, además de que pueden variar las direcciones de las corrientes de los mismos, por lo que son necesarias protecciones en la que se puedan tener en cuenta todos estos fenómenos. Por lo tanto los esquemas de protección convencionales se tornan inapropiados10, 19. Los sistemas de protección comienzan a funcionar de manera ineficiente 17, 11, ello queda manifestado en el hecho de que los parámetros que determinan el rendimiento de los mismos comienzan a fallar, por ejemplo:  Ocurre una desensibilización de los mecanismos protectores.  Surgen problemas con la coordinación entre las protecciones.  Se reduce el alcance de las protecciones.  Cambian los modos de operación de la red ante fallas, la potencia puede fluir en varias direcciones.  Se vuelve más complicado, el garantizar la confiabilidad y continuidad en el servicio prestado. Por todo lo antes expuesto, se requiere que tanto la operación de la GD, como la interconexión, sean seguras y fiables, incluyendo la coordinación con los diferentes dispositivos de protección de la red de distribución. Por lo tanto, para la protección, es necesario mirarla desde el punto de vista de la red eléctrica, la interconexión y la propia generación distribuida en general. Es decir, 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 GD.20 La protección opera innecesariamente para fallas en otras zonas de protección, producto de la contribución de la GD. Un ejemplo puede ocurrir para el caso de la figura 1.3. El relé ubicado en A y el restaurador no son direccionales. Para el.

(34) 24. caso de una falla en B puede ocurrir un disparo incorrecto por la cantidad de GD, es decir el relé ve la falla.. ~. A. R. ~. B. Figura 1.4 Esquema de distribución con generación distribuida. Muchas empresas utilizan esquemas de restauradores con fusibles, con una buena coordinación entre el restaurador y el fusible. Normalmente el primero y/o segundo disparo del restaurador es rápido y los otros dos retardados. En los dos primeros disparos el fusible no se debe fundir, pero debido a la GD puede que el flujo de corriente haga que esto no se cumpla. Otro problema es la falta de sensibilidad de la protección de sobrecorriente para fallas dentro de su zona de operación. Sin GD solo existe alimentación al cortocircuito desde la fuente de suministro de la empresa, y la corriente de cortocircuito en una red radial se calcula de forma fácil. Normalmente los especialistas de protección coordinan estos dispositivos para que la corriente de arranque del mismo sea superior a la falla mínima esperada, la cual se corresponde con la impedancia de falla mayor. La sensibilidad de la protección se reduce sin embargo cuando existe GD entre el dispositivo y la falla. Esto se debe a que la GD sube el perfil de tensión en la parte superior del alimentador, lo cual reduce la corriente vista por el relé y reduce la sensibilidad a la falla, de manera que la falla tiene que estar más cercana al dispositivo de protección para que la detecte. Otra forma de describir la situación es que la falla está en un punto más lejano como resultado de la GD..

(35) 25. Para la GD se pueden usar varios tipos de generadores, pero el de más impacto sobre la protección es el generador sincrónico. En 21 se dan algunos resultados asociados con la conexión de generadores trifásicos sincrónicos como GD de capacidades en el orden de 500kW a 10 MW en instalaciones simples o grupos de instalaciones..

(36) 26. Capítulo 2 Actualización y Modelación de la Subestación La Moza 110/34.5 kV 2.1 Introducción En este capítulo se hace una descripción de la subestación en cuanto a condiciones de operación, protecciones instaladas en la actualidad, las características de la carga a servir y de las protecciones que serán utilizadas en la modernización. 2.2 Descripción de la Subestación La Subestación La Moza 110/34,5 kV, se encuentra ubicada en la provincia de Villa Clara y limita con la de Cienfuegos (Fig. 2.1). La misma brinda servicio a una zona de variada actividad económica y social.. Fig. 2.1 Sistema eléctrico de la zona central..

(37) 27. Se alimenta por 110 kV a través del interruptor 9125 desde la Subestación Santa Clara 110 kV y del 9315 desde la hidroeléctrica Robustiano León (Hanabanilla) (Fig. 2.2).. LM130. LM120. Fig. 2.2. Área de la subestación La Moza. Actualmente tiene conectada GD en un nodo de sus alimentadores (interruptor 333) denominado El Tablón. Es un emplazamiento de 11 máquinas diesel, nueve de ellas de 0.425 MW y dos de 0.5 MW, para un total de 3,86 MW. La subestación por el lado de 34,5 kV se caracteriza por un esquema de barra auxiliar y barra principal seccionalizada (Fig. 2.3) operando con el enlace de barra normalmente abierto. Esta barra tiene una demanda que en un día típico laborable en el horario del mediodía llega hasta los 19.9 MW y por la tarde a los 26.4 MW. Mientras que en un día no laborable alcanza en el horario del mediodía los 21.6 MW y por la tarde llega hasta 27.6 MW.22 Por el lado de 110 kV se conecta mediante desconectivos y los interruptores 330 y 1590 a dos transformadores de tres devanados de origen ruso (estrella aterrada-delta-estrella aterrada) T-1 y T-2 de 25 MVA, 115 / 34,5 kV cada uno. Los interruptores totalizadores por el lado de 34,5 kV son LM330 y LM335. Por baja (34,5kV) el esquema cuenta con tres alimentadores de salida el 331, 332, 333. Los diagramas monolineales de los alimentadores se muestran en la Fig. 2.5. Se puede notar que la misma suministra de manera normal la energía a parte de la provincia de Villa Clara y de Cienfuegos. Existe solo una condición de.

(38) 28. emergencia, que es por el alimentador 333 al cerrar el desconectivo 1294 en Cumanayagua, alimentando de esa forma uno de los circuitos de Cienfuegos.. Figura 2.3 El esquema actual de la subestación Moza 110 kV..

(39) 29. Fig. 2.4 Monolineal de los alimentadores 331, 332 y 333. Los esquemas de las Fig. 2.2 y 2.5 fueron modelados en el Power System eXplorer versión 2.8723 con el objetivo de calcular los cortocircuitos necesarios para el ajuste de las protecciones de los alimentadores, totalizadores, transformadores y barra. 2.3 Condiciones de Operación En condiciones normales de operación, los alimentadores de 34,5 kV asociados a la subestación Moza 110 kV presentan las siguientes configuraciones (Fig. 2.5):  Alimentador 331: brinda servicio a La Piedra, Manicaragua, Cerámica Roja y Matagúa. Este alimentador posee una carga promedio que en el pico puede llegar hasta los 11.8 MW y una carga real que alcanza los 8.4 MW. Registrándose valores mayores a los 12MW entre los horarios de las 18h y las 19h..

(40) 30. Las fallas en este alimentador en lo que va de año se han registrado en los relés de sobrecorriente mayormente con retardo de tiempo. La mayoría de las averías por motivo de animales que provocan cortocircuito en las líneas. En el año anterior (2012) ocurrieron gran cantidad de disparos la mayoría por sobrecargas con recierre exitoso 22. . Alimentador 332: limitado por el desconectivo 6048, brinda servicio al Hoyo, La Campana, B_Barajagua, B_Tablón y Paso Bonito.. La carga promedio de este alimentador esta en el orden de los 5.7 MW en el pico y los 6.1 MW de carga real también en el pico. Este alimentador alcanza valores que están por encima de los 5.7 MW sobre todo en los horarios entre las 16h y las 19h. En este año en el 332 han ocurrido seis interrupciones en las cuales también han operado los relés de sobrecorriente de retardo de tiempo, algunos han sido con recierre exitoso. El año pasado este interruptor experimentó una gran cantidad de disparos sobre todo del relé de retardo de tiempo, varios por sobrecarga y algunos recierres exitosos.22  Alimentador 333: limitado por los desconectivos 6048 y 1044, brinda servicio a la fábrica de Quesos, Pasteurizadora y Fábrica de Helados, Empresa el Tablón y Cumanayagua. Por su parte este alimentador posee una carga promedio en el pico de 8.5 MW y una real que alcanza un valor de 7.8 MW también en el pico. En este alimentador se tienen registros superiores a los 8.6 MW en los horarios entre las 18h y las 19h. En este alimentador las fallas registradas son mayormente por el relé de sobrecorriente con retardo de tiempo como en los dos anteriores y también los disparos de las protecciones han sido por sobrecarga en las líneas. En el pasado año este alimentador fue el que más averías presentó, disparando por sobrecarga y en algunos casos ocurrieron disparos en el totalizador LM 335.22 El alimentador posee una condición de operación de emergencia:  Por el alimentador 333 a través del 1294 a B_Cemento, Arimao y la Terraza..

(41) 31. En la configuración normal del sistema se corrió el PSX para tres escenarios distintos. 1. Sistema. Para el cual se obtuvo la máquina equivalente representando al sistema por 110 kV en la barra de la subestación. 2. Sistema, Generación Distribuida e Hidroeléctrica. 3. Condición de ISLA. Para esta condición se desconecta la máquina equivalente y se hacen los estudios de cortocircuito en base a la GD y a la Hidroeléctrica. 2.4 Protecciones instaladas Por baja La Moza tiene instalados en los alimentadores relés electromecánicos AT-31 y AT–12 de fabricación Checoeslovaca24, sobrecorriente de fase y tierra tiempo definido, el primero con retardo de tiempo y el segundo instantáneo, sus datos técnicos se muestran en el anexo II.1. Los totalizadores de 34,5 kV disponen de relés IM3025, también sobrecorriente de fase y tierra, pero de una tecnología más moderna digital pero de la primera generación de estos relés, con menos potencialidades, los datos técnicos se muestran en el anexo II.1. Los relés diferenciales de los transformadores son electromecánicos, R-3026. Como se puede notar todos estos relés son de tecnología obsoleta. 2.4.1 Ajustes de las protecciones actuales En la tabla 2.1 se muestran los ajustes de las corrientes de arranque actuales de los relés de los alimentadores por fase y tierra, instantáneo (AT12) y de retardo (AT31), así como los transformadores de corriente de los cuales toman su señal de corriente. Alimentador. TC. Instantáneo. Instantáneo. Tiempo. Tiempo inverso. fase. tierra. inverso fase tierra. 331. 300/5. 20 A. 5A. 9A. 0,9 A. 332. 300/5. 20 A. 1A. 6A. 1A. 333. 300/5. 20 A. 1A. 6A. 1A. Tabla 2.1. Ajustes de los relés de fase y tierra de los alimentadores: Nota: En todos los casos el relé AT 31 posee un tiempo de ajuste de 60 ciclos (0.1 s)..

(42) 32. Los totalizadores tienen transformadores de corriente (TC) de 200/5, los cuales se encuentran ubicados por el lado de 110 kV. El elemento de retardo de tiempo, en este caso de tiempo definido está ajustado a una corriente de arranque de 2,3 A y un tiempo de 40 ciclos (0,76 s). El relé de tierra a 1,4 A y 180 ciclos (3 s). Los relés de los transformadores son R-30 el cual es un relé de porcentaje diferencial con retención de armónicos. El protocolo de ajuste que tiene la Empresa Eléctrica de Villa Clara22 tiene diferentes valores de corriente mínima de arranque en dos fase (1.5 A, 1,8 A en las otras dos fases) lo que demuestra el estado defectuoso del relé. El mismo consta con posibilidades de ajuste de dos pendientes. Para una corriente menor de 10 A ( 2 Inominal) la relación de corriente de retención a corriente de operación es 1.2 (pendiente), siendo la corriente diferencial de operación de 1,65 A para un error de 0.33 el cual se utiliza en el ajuste de la derivación o tap. Si la corriente es mayor que 10 A ( 2 Inominal) la corriente diferencial es de 4,7 A, siendo la relación de corriente de retención a corriente de operación de 2,4 (pendiente), para un error de 0.94. El ajuste de la corriente de operación para el caso de la retención de armónico de prueba es de 3,6 A. 2.5 Protecciones propuestas a instalar Dado la el estado de atraso tecnológico que tienen los relés instalados en la subestación los cuales no cumplen con los requerimientos actuales de protección en la subestación La Moza, se propone hacer un cambio de todos los. relés,. alimentadores,. totalizadores,. seccionalizador. de. barra,. transformadores y proponer una protección para la barra. En la barra no se dispone en las condiciones actuales de una protección propia, la misma se brinda con un respaldo de sobrecorriente. Se utilizarán en todos los casos relés de la firma Areva que se vienen instalando en nuestras subestaciones. A continuación se brindarán detalles de las características más importantes de los relés a instalar..

(43) 33. 2.5.1 Protección MICOM 143 (AREVA). 27. MiCOM es una gama de productos de protección y control que proporciona la solución completa para atender a todos los requerimientos en el suministro de energía. Se trata de una gama de componentes, de sistemas y de servicios de AREVA T&D. El principio del concepto MiCOM es la flexibilidad. MiCOM le permite definir una aplicación que sea la solución a sus requerimientos, y al mismo tiempo, integrar esa aplicación al sistema de control de suministro de energía, a través de una alta capacidad de comunicación. La gama MICOM está compuesta por:  P: equipos de Protección.  C: equipos de Control.  M: equipos de Medida para la medición con precisión y la supervisión.  S: software de ajuste y sistemas de control y mando de subestaciones. Se puede acceder a los ajustes y funciones del relé de protección MiCOM por medio del teclado del panel frontal y del display (LCD), así como a través de los puertos de comunicaciones delantero y posterior. En la figura 2.5 se muestra una vista del panel frontal de este equipo. Figura 2.5 Panel frontal de la protección P 143 (AREVA). Esta protección tiene una amplia gama de funciones de protección como son:  Sobrecorriente de fase 50/51P.  Sobrecorriente de tierra 50/51N (FT).  Direccional de fase 67P.  Direccional de tierra 67N (FTD).  Direccional sensible de tierra 67N (SEF)..