Regímenes de operación de la red de la provincia de Cienfuegos

Texto completo

(1)

(2) Hago constar que el presente trabajo fue realizado en la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de los estudios de la especialidad de Ingeniería Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos ni publicado sin la autorización de la Universidad.. _____________________ Firma del autor. Los abajo firmantes, certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdos 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 Dpto.. ________________ Firma del responsable de Información científico - técnica.

(3) Pensamiento. Nadie debe estar triste ni acobardarse mientras haya libros en las librerías, y luz en el cielo, y amigos, y madres. José Martí.

(4) Dedicatoria. A mi hermana que ya no se encuentra entre nosotros pero siempre ha sido mi guía espiritual. A todas las personas que confiaron en mí, a mi familia y a mis amigos, que siempre me apoyaron en los momentos más difíciles..

(5) Agradecimientos. A mi hermana que que dios la tiene en la gloria, y desde allá se que influye en mi formación A mis padres por su cariño y sacrificio A mis abuelos por su ternura y comprensión A mi tía Gina y a mi prima yusnerky por su afecto y esfuerzo, las quiero como una madre y una hermana A Yasel , Daril y Rubén por estar siempre ahí ,por su ayuda y apoyo A todas las personas que de una forma u otra han aportado su granito de arena para la realización de este trabajo y mi formación como ingeniero.

(6) Tarea técnica. Estudio y familiarización con la red de la provincia de Cienfuegos. Actualización de todos los esquemas de la red. Revisión de los datos de carga y las demandas en barras. Realizar, utilizando el PSX, un estudio de las condiciones normales de operación y de los sistemas de averías más probables. Analizar las posibles soluciones a los problemas de la red. Estimar las variantes más eficientes y factibles. Valorar criterios y recomendaciones derivados de los estudios realizados. Realización del informe final..

(7) Resumen El presente trabajo tiene como objetivo el análisis de los regímenes de operación de la red de la provincia de Cienfuegos propuesto por el despacho provincial de carga, tanto en operación normal como en régimen de avería con el fin de garantizar a los consumidores continuidad y calidad del servicio dentro del rango permitido en las normas vigentes al respecto. Estas Normas de Operación son el instrumento fundamental de trabajo de los despachadores eléctricos, los cuales son los principales responsables de una correcta operación de la red eléctrica en cada territorio.. Primeramente se procedió a la actualización de la red, así como la recopilación de información necesaria para realizar un trabajo lo más exacto posible, además se determinan las condiciones normales de operación de toda la red.. El despacho provincial decidió dar prioridad en este trabajo al lazo Cienfuegos - La Moza (1620-333) donde se realiza un estudio de las condiciones normales de operación y de los sistemas de averías más probables para valorar la posibilidad que tiene cada alimentador de brindar servicio a las demás líneas sin afectar sus cargas y sin sobrepasar los parámetros establecidos de transferencia, pérdidas y voltajes. Además se verificaron los interruptores en aire que se pueden manipular rompiendo lazo en caliente y se fijaron las condiciones óptimas para su apertura.. Se incluyen como resultado fundamental del trabajo, las tablas que resumen la propuesta de las Normas de Operación de la red de 33 kV del lazo estudiado, así como las principales conclusiones y recomendaciones derivadas de los análisis efectuados..

(8) INTRODUCCIÓN. Índice CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS................................................... 12 1.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA .................................................................... 12 1.1.1 Generación ......................................................................................................................... 12 1.1.2 Transmisión ........................................................................................................................ 13 1.1.3 Subtransmisión ................................................................................................................... 13 1.1.4 Distribución ........................................................................................................................ 13 1.2 REDES ELÉCTRICAS........................................................................................................................... 14 1.2.1 Circuitos Radiales................................................................................................................ 14 1.2.2 Circuitos en lazo .................................................................................................................. 17 1.2.3 Necesidades y exigencias de la red ...................................................................................... 17 1.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS CONSUMIDORES ............................................................................................. 18 1.3.1 Consumidores muy grandes ................................................................................................ 18 1.3.2 Consumidores grandes ........................................................................................................ 18 1.3.4 Consumidores pequeños ..................................................................................................... 18 1.4 CONDUCTORES MÁS UTILIZADOS ......................................................................................................... 19 1.5 CARGAS ........................................................................................................................................ 19 1.6 SUBESTACIONES .............................................................................................................................. 20 1.6.1 Importancia ........................................................................................................................ 20 1.6.2 Componentes...................................................................................................................... 20 1.7 PLANEAMIENTO .............................................................................................................................. 21 1.8 CONCEPTOS DE LA UNIÓN NACIONAL ELÉCTRICA..................................................................................... 22 CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS ................................. 23 2.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS SUBESTACIONES DE LA PROVINCIA ....................................................................... 23 2.1.1 Subestación Carlos Manuel de Céspedes (CMC) ................................................................... 23 2.1.2 Subestación Cruces ............................................................................................................. 24 2.1.3 Subestación Yaguaramas .................................................................................................... 25 2.1.4 Subestación La Moza .......................................................................................................... 25 2.1.5 Subestación Juraguá ........................................................................................................... 26 2.2 DETERMINACIÓN DE LOS INTERRUPTORES NORMALMENTE ABIERTOS (NA)..................................................... 26 2.3 DETERMINACIÓN DE LAS CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN DE LA RED ................................................. 31 2.3.1 Sin generación de Grupos Electrógenos Aislados (GEA) ..................................................... 32 2.3.2 Con Generación (GEA) ....................................................................................................... 32 2.4 CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO .............................................................................................................. 34 CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERÍAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES .................................................................................................................................. 35 3.1 REGÍMENES DE AVERÍA ..................................................................................................................... 35 3.1.1 Variantes Analizadas........................................................................................................... 35 3.2 MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES EN AIRE DE 33 KV DE OPERACIÓN CONJUNTA ........................... 41 3.2.1 Variante 1: Análisis del esquema para la condición de operación normal del lazo................. 42 3.2.2 Variante 2: Análisis del esquema para la condición de mayor impedancia del lazo ............... 47 3.3 PROPUESTA DE NORMAS DE OPERACIÓN................................................................................................ 52 3.3.1 Observaciones sobre las normas de operación ..................................................................... 52 3.4 CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO .............................................................................................................. 55 CONCLUSIONES .................................................................................................................................... 56 RECOMENDACIONES ............................................................................................................................ 57. 8.

(9) INTRODUCCIÓN. BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................................... 58 ANEXOS ............................................................................................................................................... 59. 9.

(10) INTRODUCCIÓN. Introducción La humanidad ha alcanzado un alto nivel de desarrollo en las diferentes ramas de su actividad productiva, la cual esta condicionada a la necesidad de aplicación de distintos equipos eléctricos, para esto es necesario un servicio adecuado y con calidad lo cual implica un óptimo funcionamiento de los sistemas electroenergéticos.. El aprovechamiento de la energía eléctrica ha tenido un rápido desarrollo que ha estimulado la construcción de grandes plantas generadoras, redes de transmisión y distribución de electricidad. Debido al desarrollo de la técnica y el creciente aumento del número de consumidores se idearon nuevos elementos para el empleo de tensiones más elevadas, las baterías de grupos electrógenos y las centrales hidroeléctricas que se encargan de apoyar a las grandes plantas en el horario de mayor consumo, así mismo se fueron interconectando estas plantas del sistema con estos medios para asegurar un servicio mas confiable y mas económico.. Los circuitos de subtransmisión nacen generalmente en una subestación de transmisión distribuyendo así la energía a los consumidores mayores y a las estaciones de distribución en un área geográfica limitada, con su alimentación por un solo extremo y con operación independiente unos de otros, quedando enlazados entre si por el sistema de transmisión .Al operar con niveles de potencia mas bajos el voltaje es inferior a los de las líneas de transmisión.. El sistema de subtransmisión de la provincia de Cienfuegos alimenta directamente un sinnúmero de cargas de gran interés y de el dependen, por ser el proveedor de la energía a las subestaciones de distribución, la gran mayoría de los principales objetivos sociales, económicos, culturales y militares de la provincia.. En nuestra red de subtransmisión se utiliza la forma de operación radial para la cual se mantienen los esquemas de operación en lazo abierto, exceptuando las condiciones de averías en las que se cambian los lasos. Para esto se debe tener en cuenta que los transformadores de subtransmisión instalados en el lazo están diseñados para un voltaje nominal de 33 kV y se considera permisible un (±5%) de desviación con respecto a este nivel de voltaje.. 10.

(11) INTRODUCCIÓN. El Despacho juega un Papel importante en el funcionamiento de la red ya que es el único que autoriza el cambio de funcionamiento cumple y. hace. esquemas de operación, supervisando su. cumplir las normas e instrucciones vigentes con. respecto a la explotación, reparación y mantenimiento de las redes eléctricas.. El trabajo que a continuación se presenta tendrá como premisa lo anteriormente expuesto y consiste en el estudio minucioso de la red de la provincia de Cienfuegos. Este trabajo constituye una prioridad del despacho pues la norma de operación con la que trabajan los despachadores esta desactualizada ya que no tienen en cuenta muchos de los cambios que se le han hecho al sistema como la inclusión de los grupos electrógenos y la variación de las cargas sobretodo en el horario pico, debido a la entrega a la población de los módulos de cocción de alimentos.. 11.

(12) CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. Capítulo 1: Principales Aspectos de los Sistemas Eléctricos Introducción Los Sistemas Electroenergéticos constituyen esquemas de gran complejidad, que deben mantener el servicio eléctrico con la calidad requerida lo que es una necesidad para sus clientes tanto industrial como residencial, de ahí la importancia de la electricidad en la actualidad donde juegan un papel importante la continuidad y estabilidad del servicio, Se abordan los principales temas relacionados con los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP), donde se destacan sus principales características, los voltajes utilizados en cada uno de sus niveles. También se tiene en cuenta la clasificación de las redes.. 1.1 Características de los Sistemas Eléctricos de Potencia Los actuales Sistemas Electroenergéticos, no hubieran sido posibles sin el descubrimiento de la corriente alterna y el posterior desarrollo del transformador de potencia, haciendo posible que se generase la energía en un lugar, elevarla a las tensiones de transporte y conducirla a las áreas de consumo, distribuyendo la energía en estas áreas a los niveles de tensión adecuados para su utilización. La estructura de un Sistema Eléctrico de Potencia puede considerarse formada por los siguientes niveles: Nivel de generación. Nivel de transmisión. Nivel de subtransmisión. Nivel de distribución primaria y secundaria. 1.1.1 Generación El primer eslabón de la cadena que forman los sistemas Electroenergéticos, lo integran las plantas eléctricas, es aquí donde se produce la energía que se ha de llevar hasta los usuarios más alejados; se distinguen tres tipos clásicos de centrales eléctricas, atendiendo a la forma en que se realiza el proceso de transformación energética: Plantas hidráulicas Plantas térmicas Plantas electronucleares En Cuba se han implementado nuevos métodos de generación con el objetivo de satisfacer las necesidades de los consumidores, tanto en los más alejados utilizando 12.

(13) CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. generadores eólicos y paneles solares, como los de mayor prioridad haciendo uso de plantas diesel y grupos fuel, las que brindan apoyo al SEN en condiciones determinadas. 1.1.2 Transmisión La interconexión de las diferentes plantas generadoras que forman un sistema de energía se realiza por medio de las líneas de transmisión, se deben considerar como tales aquellas de las tensiones más altas de un país. La función más importante de las líneas de transmisión es efectuar el intercambio de potencia o asistencia mutua entre las diferentes regiones del sistema, así como dar servicio a aquellos consumidores que por su gran demanda no pueden ser alimentados con otros niveles de voltajes. El voltaje de generación se eleva mediante transformadores, dando lugar a la tensión de las líneas de transmisión, en Cuba estas líneas operan a 110 kV y 220 kV. En los sistemas eléctricos, el transporte de energía a los centros de consumo se debe realizar a las tensiones más elevadas posibles con el fin de incrementar al máximo la capacidad de transporte y minimizar las pérdidas. Pero claro, el nivel de las tensiones de transporte tiene los límites impuestos por las posibilidades tecnológicas y los costos económicos asociados. 1.1.3 Subtransmisión Los circuitos de subtransmisión nacen generalmente en una subestación de transmisión y distribuyen la energía a los consumidores mayores y a las subestaciones de distribución. Este voltaje se transforma en tensiones entre 69000 y 13800 voltios para que sea posible transferir la electricidad al sistema de distribución. Al quedar su área de servicio más reducida y al operar con niveles de potencia más bajos su voltaje es inferior al de las líneas de transmisión. Los voltajes típicos usados en Cuba son 110 kV y 34.5 kV, debe notarse que el nivel de voltaje de una línea no la clasifica como línea de transmisión o subtransmisión, sino la función que realiza. 1.1.4 Distribución La función del sistema de distribución es similar a la realizada por la subtransmisión, pero en una proporción mucho menor, es el último eslabón en la cadena formada para hacer llegar la energía hasta los consumidores más pequeños. Hay que distinguir en este sistema los circuitos de distribución primaria y los circuitos de distribución secundaria. La distribución primaria recibe la energía de la subestación de distribución y en su recorrido la traspasa directamente a los consumidores medianos: talleres, comercios etc.. 13.

(14) CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. o a los consumidores pequeños: residencias, a través de la distribución secundaria. En Cuba los voltajes más usados en esta distribución son 2.4/4.16 kV y 7.6/13.2 kV correspondiendo en cada caso a los voltajes de fase y de línea de los secundarios de las subestaciones.. 1.2 Redes Eléctricas La función que realiza cada uno de estos sistemas de distribución, puede llevarse a cabo de formas diferentes dependiendo de la interconexión de sus circuitos que pueden ser: Radiales En lazo La conexión particular usada depende de valoraciones técnicas que las justifiquen para cada caso, dependiendo entre otros factores de la densidad de carga, el grado de confiabilidad que se desea conseguir, etc. pero la adopción de una u otra forma no altera su función específica. 1.2.1 Circuitos Radiales Como su nombre lo indica, estos circuitos reciben el suministro eléctrico por un solo punto. La mayor parte de los circuitos de subtransmisión y distribución son de este tipo, sus ventajas estriban en su bajo costo de instalación y sencillez de su operación. Estos circuitos constan de una línea central o tronco y de gran número de ramales y subramales que parten de aquel para llegar a los lugares más apartados. Las desventajas que presentan los sistemas radiales son su pobre regulación de voltaje y su poca confiabilidad, ya que una falla de carácter permanente puede dejar sin servicio a un gran número de consumidores. Existen distintos tipos de sistema radial. Radial simple Este sistema utiliza una sola subestación que reduce el voltaje de suministro al nivel de utilización como se muestra en la figura 1.1. Debido a que todos los receptores se alimentan desde una única subestación, puede aprovecharse al máximo la diversidad o no simultaneidad de las cargas para reducir la capacidad del transformador. La regulación de voltaje y la eficiencia de este circuito son malas debido a la elevada longitud de los alimentadores de baja tensión.. 14.

(15) CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. El costo de los alimentadores e interruptores es alto para una demanda del orden de los 1000 kVA. Un fallo en la subestación interrumpe el servicio a todo el sistema, mientras que un fallo en un alimentador interrumpe el servicio a toda la porción de la carga alimentada por el.. Figura 1.1: Radial simple. Radial expandido En este sistema se emplean uno o varios alimentadores magistrales primarios que parten de la subestación principal reductora y suministran a las subestaciones de los centros de carga como se muestra en la figura 1.2. En la mayoría de las instalaciones este circuito tiene el menor costo de todos.. Figura 1.2: Radial expandido. Una falla en un cable primario saca de servicio todas las subestaciones asociadas a el, mientras que una falla en un transformador impide el servicio solamente a su carga. Dada la pequeña probabilidad de fallo del cable primario, este aspecto se considera un inconveniente, más por la necesidad de los mantenimientos que por las fallas. Este sistema tiene una buena regulación de tensión y eficiencia y si se emplean subestaciones unitarias de tamaño moderado (500-1500 kVA) los niveles de. 15.

(16) CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. cortocircuito en el secundario pueden mantenerse en límites económicos para la selección de los interruptores. Radial con lazo primario Este sistema posee un lazo primario normalmente abierto que permite, ante una falla en una sección del alimentador primario o de un transformador restablecer el servicio tan rápidamente como en el radial expandido con alimentadores individuales, pero con un menor costo de instalación que este, figura 1.3.. Figura 1.3: Radial con lazo primario. El costo de este sistema es un poco más elevado que el radial expandido. El costo del cable primario es superior y se emplean dos interruptores de carga adicionales. Por otra parte, los interruptores de carga de los transformadores son más caros que los interruptores de desconexión de los transformadores en el sistema radial expandido. Radial expandido con alimentadores individuales En este sistema que se utilizan tantos alimentadores primarios como subestaciones unitarias existen, dotando a cada alimentador de un interruptor de potencia para su protección como se ve en la figura 1.4.. Figura 1.4: Radial expandido con alimentadores individuales. 16.

(17) CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. Este sistema es más caro debido a la mayor longitud de cable primario y a la necesidad de más interruptores, pero mejora la fiabilidad, ya que una falla en un cable primario se detecta y aísla automáticamente y solo afecta una subestación unitaria.. 1.2.2 Circuitos en lazo Estos circuitos como su nombre lo indica operan en lazo teniendo la desventaja de que pueden quedar completamente desenergizado por la apertura de los interruptores de la subestación ante un cortocircuito en cualquier punto, figura 1.5, pero presentan como ventajas su buena regulación de voltaje y alta confiabilidad de servicio, es necesario equiparlos con medios de protección adecuados: relevadores direccionales e interruptores en los puntos de toma de las cargas.. Figura 1.5: Esquema de una red en lazo. 1.2.3 Necesidades y exigencias de la red Estas redes suministran la energía necesaria a todas las cargas que intervienen en el proceso productivo, por ello, el aseguramiento de la disponibilidad y calidad de la energía suministrada es la exigencia fundamental. Para la selección de los esquemas deben minimizarse los costos de inversión, montaje y explotación de la red, al tiempo que se garantiza su funcionamiento seguro y sin fallos. La red debe satisfacer una serie de exigencias en las diversas condiciones electrotécnicas y en especial: Limitación de la magnitud y duración de las corrientes de cortocircuito. Estas son de magnitud muy elevada y producen esfuerzos térmicos y electrodinámicos en transformadores, conductores, interruptores y las máquinas eléctricas, por lo que su efecto debe ser limitado en tiempo y reducida su magnitud en la medida de las posibilidades.. 17.

(18) CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. Limitación de las caídas de tensión ante el arranque de grandes motores. La limitación de estas caídas debe realizarse no solo para evitar problemas de operación en el sistema, sino también para asegurar el arranque del propio motor. Aseguramiento de la estabilidad de los generadores al producirse un incidente. Un cortocircuito u otro evento importante, puede sacar de sincronismo el o los generadores sincrónicos.. 1.3 Características de los Consumidores Se debe destacar que los consumidores se unen al SEP en función de la potencia que demandan y está estrechamente asociada al voltaje, por lo que existirán cargas en todos los niveles de voltaje. Aunque no existe un límite definido para la clasificación de los consumidores y sus potencias asociadas, se puede observar en la tabla 1.1. 1.3.1 Consumidores muy grandes Demanda de 10 MW o más. Muy frecuentemente se asocian a los mayores voltajes del (SEP), Refinerías, acerías, fábricas de cemento, etc.…. 1.3.2 Consumidores grandes Demanda del orden de 1 a 10 MW. Generalmente se alimentan de las redes de subtransmisión. Fábricas alimenticias, minas, etc. 1.3.3 Consumidores medianos Demanda del orden de 100 kW hasta 1000 kW. El servicio se hace a través de las redes de distribución primaria. Fábricas pequeñas, centros comerciales, instalaciones hospitalarias, etc.. 1.3.4 Consumidores pequeños Demanda desde varios cientos de W hasta algunas decenas de kW. Estos clientes se conectan a la red de distribución secundaria. Residencias, pequeños comercios y talleres, etc. Como resumen es muy útil la Tabla 1.1. Debe aclarase que los valores mostrados son típicos. Líneas. Función. Transmisión Subtransmisión. Intercambio Electrificación. Voltaje (kV) 110 - 500 33 – 110. Potencia (MW) 50–500 5- 50. km. Consumidores. 50-500 10-50. Muy grandes Grandes. 18.

(19) CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. Distribución Primaria Distribución Secundaria. de una región Electrificación Menor Electrificación Pequeña. 4,16 – 23. 1-10. 2-15. Medios. 120/240 V. - 50. 0,2-1,0. Pequeños. Tabla 1.1: Valores típicos de voltaje y potencia en líneas. 1.4 Conductores más utilizados En Cuba el sistema electroenergético presenta disímiles conductores en sus redes, los cuales se diferencian tanto en calibre como en sus características constructivas y técnicas, lo que permite realizar su selección de acuerdo a sus ventajas y desventajas en determinadas ocasiones. En el sistema los conductores pueden ser de cobre o aluminio, los de cobre por sus características son los más estables químicamente, pero por su alto costo inicial obliga a utilizarlos solamente cuando su sustitución no sea posible. Por esta razón en el sistema cubano el conductor más apropiado es el aluminio y sus aleaciones, que aunque su reducido costo es el incentivo principal para su utilización, hay otras ventajas que deben tomarse en cuenta: por ejemplo, tomando conductores de similar capacidad de corriente, el conductor de aluminio tiene mejores características de cortocircuito que su equivalente de cobre. El aluminio tiene una gran afinidad con el oxígeno, y en presencia del aire adquiere rápidamente una película de óxido delgada, resistente y transparente, la cual posee altas propiedades dieléctricas y es químicamente estable y resistente a la corrosión. 1.5 Cargas Las cargas tienen la característica que varían a lo largo del día de acuerdo con las necesidades de los usuarios, destacándose picos de demanda en las horas más críticas. De acuerdo con la presencia de diferentes tipos de cargas la forma de la curva horaria presenta distintos comportamientos tales como los que se muestran en la Figura 1.6.. Figura 1.6: Tipos de cargas. 19.

(20) CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. 1.6 Subestaciones 1.6.1 Importancia La importancia de una subestación depende de la función que realiza dentro del sistema, obedeciendo a la necesidad específica para la que halla sido diseñada y construida, su componente principal lo constituye el transformador alrededor del cual se colocan y operan toda una serie de equipos y dispositivos que complementan y facilitan la función de los mismos por lo que su costo dependerá en gran medida de la complejidad y función de los mismos. Las subestaciones de distribución. tienen. como objetivo. alimentar circuitos radiales, que son los más ampliamente usados, para hacer llegar la energía hasta los consumidores. Las diferencias entre las subestaciones, radican fundamentalmente entre las que se encuentran en áreas urbanas y las que se encuentran en áreas rurales, las primeras son de mayor capacidad y por lo general cuentan con varios circuitos de salida, mientras que las últimas es muy común que cuenten con un solo circuito. Para estas últimas sobre todo, se han desarrollado instalaciones compactas que en forma fácil y ocupando espacio reducido incorporan los principales equipos como, transformadores, instrumentos de medición, interruptores, etc.. 1.6.2 Componentes Cuchillas Deben operarse sin carga, ya que sus contactos no tienen capacidad para interrumpir el arco. Solo se pueden operar energizadas para romper cargas muy pequeñas (I o de transformadores). Cuando sus dos contactos están al mismo potencial (by - pass) pueden accionarse con carga. Su manipulación se puede realizar con varas aisladas, de forma neumática, eléctrica o mecánica. Interruptores Son dispositivos que tienen capacidad de interrupción. Sus contactos están sumergidos en aceite, o reciben un chorro de aire o de S2F6. A diferencia de las cuchillas manipulas corrientes de carga y de cortocircuito. Se accionan por diferentes medios: bobinas, motores eléctricos y sistemas hidráulicos o neumáticos. La figura 1.7 muestra un interruptor de aire comprimido.. 20.

(21) CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. Figura 1.7: Interruptor de aire. Transformadores Los transformadores desempeñan un papel muy importante en la transportación, suministro y distribución de la energía eléctrica, son dispositivos estáticos de alta eficiencia con un ciclo de vida alto pero que necesitan la atención debida para un buen uso y aprovechamiento de sus potenciales. Barras Son puntos de unión de dos o más elementos (líneas, transformadores, interruptores, etc.). Están formadas por conductores, generalmente cilíndricos, rígidos, soportados por aisladores. Son puntos de gran importancia puesto que sirven de enlace. Deben ser lo suficientemente flexibles, de acuerdo a su importancia, para permitir manipulaciones.. 1.7 Planeamiento Planeamiento: Proceso que permite esquematizar la expansión y el mejoramiento del sistema considerando los crecimientos futuros en: Ubicación. Magnitud. Importancia de las Cargas. Implica: Planificar a largo plazo las adiciones que, año por año, y en estrecha correlación con los planes a corto plazo, deberán realizarse a las instalaciones existentes de forma que se asegure su plena utilización tanto desde el punto de vista de su vida útil como de su operación dentro del rango económico. Pronósticos de Carga: Constituye un requerimiento básico para la previsión del comportamiento de la carga. Este comportamiento puede estar afectado por: 1. Las características topográficas y geológicas del terreno. 2. La ubicación respecto a centros poblacionales. 3. Las condiciones económicas de la región.. 21.

(22) CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. 4. Las fronteras políticas y las regulaciones urbanísticas y de uso del terreno.. 1.8 Conceptos de La Unión Nacional Eléctrica Minimizar las afectaciones del servicio al consumidor en lugar de la caída de voltaje o el nivel de pérdidas, sin dejar de atender estos dos últimos factores, es el criterio que debe primar para el diseño de nuevas redes eléctricas y el mejoramiento de las ya existentes dentro de determinado rango económico según los nuevos conceptos de planeamiento de la Unión Nacional Electica (UNE); determinándose bajo esta premisa la longitud de las líneas, el valor de las cargas máximas por barra, subestación, alimentador o circuito, las protecciones y posibles enlaces entre circuitos que garanticen la fiabilidad del servicio que se presta así como todos los demás elementos a tener en cuenta en la construcción de una red eléctrica como son el calibre y tipo de estructura a utilizar, la conexión usada en transformadores, la ubicación óptima de las subestaciones, etc. Como el planeamiento de las redes eléctricas comienza por el consumidor, los niveles de demanda, el factor de carga, las características de los consumidores y el nivel permisible de tiempo de afectación al servicio, son los parámetros que dictan el tipo de sistema de subtransmisión que se requiere. Esto significa que el tamaño y ubicación de las subestaciones debe ser determinado a partir del análisis de las cargas desde el nivel transformador – servicio exclusivo y/o subestación de distribución hasta llegar a los alimentadores que parten de las barras 110/34.5 como CMC, Juraguá, Cruces, etc.. 22.

(23) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. Capítulo 2: Situación actual de la red de la provincia de Cienfuegos Introducción La provincia de Cienfuegos cuenta en la actualidad, aproximadamente, con 457 km de líneas en la subtransmisión, distribuidos por los ocho municipios del territorio y la jurisdicción de la CEN y con cinco subestaciones 110/34.5 kV que alimentan toda la carga servida a 34.5 kV, entre estas se incluye la subestación La Moza, pues aunque se encuentra localizada en la provincia de Villa Clara el grueso de la carga que alimenta pertenece a nuestra provincia, y en específico al municipio Cumanayagua. Las demás subestaciones o barras 110/34.5 kV pertenecientes a la red las constituyen Cruces 110/34.5 kV, Yaguaramas 110/34.5 kV, Juraguá 110/34.5 kV y Carlos Manuel de Céspedes (CMC) 110/34.5 kV y todas se localizan en las cercanías de los poblados o municipios a los que deben sus nombres, con la excepción de CMC la que se encuentra situada en los terrenos de la Central Termoeléctrica Carlos Manuel de Céspedes. Cada barra cuenta con sus respectivos alimentadores los que han tomado el nombre de su interruptor correspondiente a la salida de la subestación y se distribuyen como se muestra en la tabla 2.1.. Barras CMC Cruces La Moza Yaguaramas Juraguá. Alimentadores 1610, 1615, 1620, 1635, 1640, 1645 75,76, 101, 1435 332, 333 1400, 1405, 1415 1880, 1890. Tabla 2.1: Alimentadores por barra. 2.1 Características de las Subestaciones de la Provincia 2.1.1 Subestación Carlos Manuel de Céspedes (CMC) CMC constituye la de más trascendencia en la red por la importancia de las cargas que alimenta, entre las que se encuentran la ciudad de Cienfuegos y las principales zonas industriales de la provincia, así como por estar situada muy cerca del punto de mayor generación en la provincia: Central Termoeléctrica Carlos Manuel de Céspedes. Esta cuenta con 50 MVA nominales de capacidad instalada en dos transformadores de 25 MVA conectados en paralelo, aunque en la práctica los mismos solo pueden llevar 22 MVA cada un por limitaciones del fabricante. De manera eventual CMC se enlaza. 23.

(24) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. con otras barras para brindarles respaldo, esto lo hace al este con La Moza a través del interruptor 1044 (NA) ubicado en las proximidades de la carretera a Cumanayagua, al Norte con Cruces a través del interruptor 234 (NA) ubicado en las cercanías del poblado de Hormiguero, al Suroeste con Juraguá a través del interruptor 219 (NA) el cual se encuentra muy cerca del Municipio de Abreus y al Noroeste con Yaguaramas a través del interruptor 221 (NA). Como se sabe, el enlace entre barras es de vital importancia en la operatividad de la red de subtransmisión con el objetivo de hacer mínimo el tiempo que se tiene al usuario sin servicio. Además a través de los alimentadores 1610 y 1615 esta se enlaza con la ciudad de Cienfuegos, en la línea 1610 se encuentran las subestaciones San Lázaro, Reina y Plaza y culmina con Cfgos 33/4 kV donde se encuentra el Hospital Provincial, la 1615 se conecta con las sub de Pastorita ,San Lázaro y Cfgos 33/4 kV además de la zona industrial, motores diesel, cerámica roja, baldosa entre otras, también a estas líneas se conectan las Baterías de Grupos electrógenos 1 de 33 kV y 2 de 13 kV situadas en Junco Sur, con el alimentador 1620 se enlaza con cumanayagua, en esta línea se encuentran el aeropuerto, acueducto, caonao 13 kV, el CAI Pepito Tey y en los limites Cfgos-Cumanayagua se ubican el GEA Arimao y la Mini Hidroeléctrica San Blas. En la actualidad las transferencias de potencia entre CMC y las diferentes barras a las que puede brindar respaldo están limitadas por el mal estado que presentan algunos tramos de la red. 2.1.2 Subestación Cruces La subestación Cruces 110/34.5 kV cuenta con un transformador de 25 MVA que en la actualidad tiene limitada su capacidad a 22 MVA por limitante de los fabricantes, al igual que los dos de CMC. De ella parten los alimentadores enumerados anteriormente, los que alimentan cargas fundamentalmente de tipo residencial o relacionado con la industria azucarera pertenecientes a los municipios de Cruces, Palmira y Lajas en la provincia. Como ya se sabe Cruces se enlaza al Suroeste con CMC por medio de los alimentadores. 1435-1635 y a través del interruptor 234 (NA), en esta línea se. encuentran los GEA de Balboa y Hormiguero además del CAI Mal Tiempo, también con este alimentador pero con el interruptor 213(NA) puede enlazarse con Yaguaramas ,Juraguá y con CMC , con esta ultima por medio del alimentador 1640, con el interruptor 6625 se conecta la BAT Diesel, en los interruptores 6670 y 6674 se. 24.

(25) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. encuentran las tres BAT Fuel de cruces, sin embargo con el alimentador 75 puede enlazarse al Norte con Santa Clara por el interruptor 464 (NA),donde se ubican los antiguos CAI Marta Abreus y Carlos Caraballo ahora fabricas de pastas además del municipio de Ranchuelo, el alimentador 76 se encarga principalmente del sector residencial mientras que el 101 tiene al CAI Caracas y al municipio de Lajas, sin embargo puede enlazarse también al Norte en las cercanías del poblado de Esperanza con las barras Santo Domingo 110/34.5 kV y Santa Clara 110/34.5 kV pertenecientes a la provincia de Villa Clara. En el caso de la barra que nos ocupa también existen limitaciones en cuanto a las transferencias de potencia en los esquemas de emergencia, las que están dadas fundamentalmente por los calibres tan bajos y en tan mal estado presentes en algunos tramos del tronco de los alimentadores 1435 y 75. 2.1.3 Subestación Yaguaramas Es de gran importancia en la red de la provincia por el peso que tienen económicamente hablando muchas de sus cargas en la región, entre las que se encuentran dos grandes productores de azúcar, además de las extensas zonas agrícolas de Horquita, los planes arroceros del municipio Aguada, el acueducto de Yaguaramas y las zonas urbanas de los municipios de Rodas y Aguada por solo mencionar algunas de las más importantes. Al igual que la barra Cruces 110/34.5 kV, Yaguaramas tiene una capacidad nominal de 25 MVA en un solo transformador conectado, que también tiene limitada su capacidad a 22 MVA por las ya conocidas restricciones de fabricación. Los alimentadores 1415 y 1405 son los que sirven las cargas más alejadas y de más peso de la barra, llevando el 1400 solo la demanda en cargas muy cercanas a la subestación. Esta barra puede enlazarse con las subestaciones Juraguá 110/34.5 kV o CMC indistintamente a través de la combinación de los interruptores 221(NA), 291(NC) y 219(NA) y con la Subestación Colón 110/34.5 kV a través de los interruptores 4057 (NA). En el caso de Yaguaramas no existen limitaciones a la hora de asumir la carga que pudiera llevar de otras barras teniendo en cuenta su estado de cargabilidad, ya que los troncos de los alimentadores 1415 y 1405 a través de los cuales se realizan los enlaces tienen un calibre adecuado. 2.1.4 Subestación La Moza Aunque esta barra se encuentra situada fuera de la provincia tiene gran importancia para la misma, puesto que alimenta la zona urbana del municipio de Cumanayagua, el Combinado Lácteo situado en este municipio, la Empresa Pecuaria más grande de la. 25.

(26) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. provincia así como los bombeos Paso Bonito y Cemento de gran interés en la red hidráulica del territorio. La subestación La Moza cuenta con 25 MVA nominales de capacidad instalada en dos transformadores de 12.5 MVA cada uno conectados en paralelo. Los problemas de fabricación ya conocidos están también presentes en estos transformadores limitándose la capacidad de los mismos a 11 MVA, que totalizan 22 MVA. El alimentador 333 es el que sirve las cargas de más peso y más alejadas de la barra. La Moza enlaza en la provincia con la CMC en el interruptor 1044(NA) viéndose limitada su transferencia de potencia hacia esta última por problemas de que tiene el tronco del alimentador 332 desde la Sub El Hoyo hasta la Sub Tablón y el tronco del 333 desde el interruptor 6049 al enlace con CMC en el interruptor 1044. 2.1.5 Subestación Juraguá Esta subestación formó parte del proyecto y puesta en marcha de la construcción de la Central Electronuclear Juraguá. A pesar de la paralización de la CEN, la barra en la actualidad alimenta algunas cargas de interés como la Papelera Damují, las zonas urbanas del municipio Abreus y de la CEN. La capacidad nominal de la barra es de 25 MVA concentrada en un solo transformador que a diferencia de los de las demás barras no tiene problemas de fabricación que limiten su capacidad. Esta se enlaza con la CMC a través del interruptor 219 (NA) y con yaguaramas por medio del 221 (NA). Las transferencias de potencia hacia CMC y Yaguaramas están limitadas en la actualidad por problemas con el conductor que presenta un tramo del tronco del alimentador 1880 a través del cual se realizan los enlaces. Al alimentador 1880 le corresponde alimentar casi la totalidad de las subestaciones servidas por Juraguá, entre las que se incluyen las más alejadas.. 2.2 Determinación de los interruptores normalmente abiertos (NA) Se lleva a cabo una revisión detallada del monolineal de la red de la provincia de Cienfuegos y monolineal. se realizó la actualización del mismo. Para la actualización del. me apoyé en los registros y datos resientes. del despacho eléctrico. provincial. Se hizo un estudio del caso base para determinar los interruptores que deben operar normalmente abiertos (NA) en las condiciones normales de operación de las líneas de los lazos de la red de la provincia .El principio fundamental fue estudiar los resultados del flujo de potencia corrido con todos los interruptores cerrados con el fin de. 26.

(27) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. seleccionar los tramos con menor transferencia de potencia y a partir de ahí ver si en ese tramo hay un interruptor que seria el seleccionado, o en caso contrario ver cual es el mas cercano a ese punto. Esta corrida se realizó con el voltaje normal de operación de 34.5 kV.. Tramo de línea Colón-Yaguaramas (501-1415). P(MW). Q(MVAr). S(MVA). Interruptor (NA). 1.81. 0.09. 1.81. 4057. Tabla 2.2: Menor transferencia de potencia por el interruptor 4057. Figura 2.1: Tramo Colón-Yaguaramas. Tramo de línea Yaguaramas-Juraguá (1405-1880). P(MW). Q(MVAr). S(MVA). Interruptor (NA). 0.10. 0.03. 0.11. 221. Tabla 2.3: Menor transferencia de potencia por el interruptor 221. Figura 2.2: Tramo Yaguaramas-Juraguá. 27.

(28) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. Tramo de línea Juraguá-CMC (1880-1640). P(MW). Q(MVAr). S(MVA). Interruptor (NA). 1.61. 0.77. 1.78. 219. Tabla 2.4: Menor transferencia de potencia por el interruptor 219. Figura 2.3: Tramo Juraguá-CMC. Tramo de línea CMC-CMC (1640-1635). P(MW). Q(MVAr). S(MVA). Interruptor (NA). 0.90. 0.32. 0.95. 213. Tabla 2.5: Menor transferencia de potencia por el interruptor 213. Figura 2.4: Tramo CMC-CMC. Tramo de línea CMC-Cruces (1635-1435). P(MW). Q(MVAr). S(MVA). Interruptor (NA). 0.49. 0.64. 0.81. 234. Tabla 2.6: Menor transferencia de potencia por el interruptor 234. 28.

(29) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. Figura 2.5: Tramo CMC-Cruces. Tramo de línea CMC-CMC (1610-1615). P(MW). Q(MVAr). S(MVA). Interruptor (NA). 5.14. 1.14. 5.26. 6543. Tabla 2.7: Menor transferencia de potencia por el interruptor 6543. Figura 2.6: Tramo CMC-CMC. Tramo de línea Moza-Moza (333-332). P(MW). Q(MVAr). S(MVA). Interruptor (NA). 2.41. 1.08. 2.64. 6048. Tabla 2.8: Menor transferencia de potencia por el interruptor 6048. 29.

(30) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. Figura 2.7: Tramo Moza-Moza. Tramo de línea CMC-CMC (1620-1615). P(MW). Q(MVAr). S(MVA). Interruptor (NA). 0.80. 0.22. 0.83. 6512. Tabla 2.9: Menor transferencia de potencia por el interruptor 6512. Figura 2.8: Tramo CMC-CMC. Tramo de línea CMC-Moza (1620-333). P(MW). Q(MVAr). S(MVA). Interruptor (NA). 0.40. 0.12. 0.41. 1044. Tabla 2.10: Menor transferencia de potencia por el interruptor 1044. 30.

(31) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. Figura 2.9: Tramo CMC-Moza. Luego de realizar las corridas del PSX se ha determinado en cada tramo de línea donde se encuentra la menor transferencia de potencia y así donde se debe ubicar el interruptor que debe permanecer normalmente abierto para laboral la operación radial de estas líneas.. 2.3 Determinación de las condiciones normales de operación de la Red Para determinar las condiciones normales de operación de la red de la provincia me apoyé igualmente en el software PSX, esta ves el monolineal se encuentra como debe operar normalmente la red o sea con los interruptores abiertos (NA) en los tramos seleccionados ya determinados en el epígrafe anterior, con esto se garantiza que exista una adecuada transferencia de potencia y que el voltaje mínimo en el nodo más alejado sea el correcto. En la actualidad se esta llevando a cabo una revolución energética en el país, la generación distribuida es una de sus nuevas aplicaciones, se han instalados Grupos Electrógenos Aislados (GEA) en diferentes puntos de la red para apoyar la generación en la provincia, es necesario tener en cuenta lo anterior expuesto por lo que se determina llevar a cabo dos corridas una con generación (GEA) y otra sin generación. Aquí analiza el flujo de potencia en cada interruptor y se observa si el voltaje en el nodo mas alejado del interruptor es correcto (33 kV ± 5 %). Estas corridas se realizan con el voltaje normal de operación de 34.5 kV.. 31.

(32) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. 2.3.1 Sin generación de Grupos Electrógenos Aislados (GEA) Interruptores. P(MW) Q(MVAr) S(MVA) Vmin (kV). Yaguaramas 1415. 10.76. 4.96. 11.85. 32.15 (Paletz33). 1405. 7.80. 3.42. 8.51. 32.63 (Turq33). 1400. 4.17. 1.29. 4.37. 34.17 (Sanlgn33). 1880. 5.76. 3.09. 6.53. 33.00 (Abreus33). 1890. 3.32. 0.92. 3.45. 34.39 (Cen233). 8.82. 4.19. 9.77. 32.11 (Cmygua33). 75. 9.90. 4.37. 10.82. 33.87 (Mabreu33). 76. 3.32. 1.40. 3.60. 34.69 (76). 101. 4.35. 1.18. 4.50. 34.35 (Lajas33). 1435. 8.49. 2.89. 8.96. 34.19 (Bcruc333). 1610. 8.62. 4.66. 9.79. 33.93 (Reina33). 1615. 17.20. 6.32. 18.30. 33.21 (Obj1-33). 1620. 7.83. 3.57. 8.61. 32.10 (SanBla33). 1635. 6.02. 2.07. 6.36. 33.37 (Tritu33). 1640. 3.13. 1.23. 3.36. 33.90 (14Jul633). 1645. 3.21. 1.46. 3.44. 34.16 (EmpRiego). Juraguá. La Moza 333. Cruces. CMC. Tabla 2.2: Flujo de potencia y voltaje mínimo en los nodos más alejados. 2.3.2 Con Generación (GEA) Para las líneas que no tienen ubicados GEA no se realiza la corrida pues sus parámetros no cambian con relación a la condición anterior. Interruptor 1435: En este línea se encuentra ubicado el (GEA) Balboa el cual cuenta con dos generadores de 1150 kVA y dos transformadores de 1250 kVA, un poco más. 32.

(33) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. alejado del interruptor se encuentra el (GEA) Hormiguero que tiene también dos generadores, uno de 1150 kVA y un transformador de 1250 kVA mientras que el otro tiene una capacidad de generación de 2360 kVA y de transformación de 2500 kVA, aquí se realizan corridas con cada (GEA) y luego los activamos a los dos a la ves. GEA. P(MW) Q(MVAr) S(MVA) Vmin(kV). Balboa. 7.09. 2.93. 7.67. 34.22 Bcruc333. Hormiguero. 6.36. 2.78. 6.94. 34.35 Bcruc333. Balb-Horm. 4.96. 2.83. 5.62. 34.38 Bcruc333. Tabla 2.11: Flujo de potencia y voltaje mínimo con Balboa y Hormiguero en línea. Interruptor 1415: Aquí se encuentra el (GEA) Antonio Sánchez. que tiene dos. generadores de 2360 kVA y dos transformadores de 2500 kVA. GEA A. Sánchez. P(MW) Q(MVAr) S(MVA) Vmin (kV) 7.78. 4.71. 9.09. 32.56 Paletz33. Tabla 2.12: Flujo de potencia y voltaje mínimo con A. Sánchez en línea. Interruptor 1620: En el mismo están el (GEA) Arimao y la Mini Hidroeléctrica de San Blás, Arimao cuenta con dos generadores de 1150 kVA y dos transformadores de 1250 kVA, mientras que San Blás tiene 1000 kVA y un transformador de 1600 kVA, también se realizan corridas independientes y luego una corrida con los dos activados. GEA. P(MW0 Q(MVAr) S(MVA) Vmin (kV). Arimao. 6.34. 3.40. 7.19. 32.65 SanBla33. SanBlás. 6.76. 3.45. 7.58. 32.69 SanBla33. Arim - SanB. 5.30. 3.32. 6.25. 33.23 SanBla33. Tabla 2.11: Flujo de potencia y voltaje mínimo con Arimao y San Blas en línea. Interruptor 1890: Se encuentra aquí el (GEA) de Juraguá. que tiene también dos. generadores, uno de 1150 kVA y un transformador de 1250 kVA, mientras que el otro tiene una capacidad de generación de 2360 kVA y de transformación de 2500 kVA.. GEA Juraguá. P(MW) Q(MVAr) S(MVA) Vmin (kV) 1.21. 0.78. 1.43. 34.81 Cen233. Tabla 2.11: Flujo de potencia y voltaje mínimo con Juraguá en línea. Interruptor 1615: Aquí se ubican las baterías de Junco Sur de 33 y 13 kV respectivamente las cuales cuentan con ocho generadores cada una de 2360 kVA y ocho transformadores de 2500 kVA, también se realizan corridas independientes y luego una corrida con los dos activados.. 33.

(34) CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS. GEA. P(MW) Q(MVAr) S(MVA) Vmin (kV). J. Sur 33. 6.09. 2.65. 6.64. 34.10 Motore33. J. Sur 13. 6.27. 8.05. 10.2. 33.36 Motore33. J. Sur 13 y 33. 4.53. 5.15. 6.85. 33.92 Motore33. Tabla 2.11: Flujo de potencia y voltaje mínimo con J.Sur 13 y 33 en línea. Interruptor 333: La batería El Tablón cuenta con nueve generadores de 425 kVA y tres transformadores de 1250 kVA y con dos generadores de 500 kVA y un transformador de 1000 kVA. GEA B. Tablón. P(MW) Q(MVAr) S(MVA) Vmin (kV) 6.47. 3.72. 7.46. 32.69 Cmygua33. Tabla 2.11: Flujo de potencia y voltaje mínimo con El Tablón en línea. 2.4 Conclusión del Capítulo Se ha determinado la menor transferencia de potencia en cada lazo y así. los. interruptores que deben operar normalmente abiertos (NA) en los mismos, además en las condiciones normales de operación se ha llegado a la conclusión de que el flujo de potencia en cada interruptor dado por la carga instalada en el mismo es correcto como también son satisfactorios los voltajes en los nodos mas alejados pues se encuentran en el rango (33 kV ± 5 %), al aplicar la generación (GEA) se puede ver como la transferencia de potencia por los interruptores es menor lo que permite una mejor operación, además se observa como el voltaje mínimo en el nodo mas alejado aumenta.. 34.

(35) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. Capítulo 3: Análisis de los regímenes de averías y manipulación en caliente de interruptores 3.1 Regímenes de avería El estudio de los regímenes de averías se realiza con el fin de analizar la posibilidad de darle servicio a la mayoría de las cargas en caso de que exista una avería o mantenimiento en algún elemento del sistema. Se analizan diferentes variantes, en las mismas se simulan averías para determinar si es posible brindar servicio a las cargas afectadas o a parte de estas, siempre dentro de los límites técnicos permisibles y procediendo a aislar la sección de la línea afectada valiéndonos de los interruptores en aire instalados en las mismas. Se consideró la posibilidad de limitar la carga en algunos nodos intermedios cuando fue necesario para mejorar los voltajes en las últimas cargas en condiciones críticas. Este análisis es posible realizarlo debido a que las líneas de subtransmicion de 33 kV son capaces de enlazarse entre ellas .En nuestro caso el despacho eléctrico provincial determinó llevar acabo el estudio en el lazo CMC – LA MOZA a través de los interruptores 1620-333, además de la posibilidad que tiene el interruptor 1620 de asumir en caso de avería a Cfgos 4 kV y parte de la carga del municipio de Cienfuegos pertenecientes a las líneas de los interruptores 1610 y 1615. Se tomó como límite de voltaje 31.35 que es el -5 % del voltaje nominal 33 kV de la mayoría de los transformadores del lazo. Es necesario mencionar que en casos de avería el voltaje de envío que se utiliza es 35 kV. 3.1.1 Variantes Analizadas Usando el software PSX se determinan las transferencias de potencia por los interruptores y los voltajes en los nodos.. 35.

(36) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. 1. Línea del interruptor 1620 hasta el Interruptor 77. Figura 3.1: 1620-77. Interruptores Cerrado. Abierto. 1044. 77. Flujo de potencia por el Interruptor 1620 P(MW) Q(MVAr) 8.89. 5.42. (GEA) en línea (Arimao + San Blas) P(MW) 2.4. Q(MVAr). S(MVA. 0.49. 2.45. S(MVA). Vmin(kV). 10.41. 31.65. Tabla 3.1: Flujo de potencia por el interruptor1620 el cual alimenta hasta el interruptor 77. Al realizar la corrida se determinó que el resultado es aceptable pues el voltaje se encuentra en el rango permisible por las normas (31.35 kV). 2. Línea del Interruptor 1620 hasta El Tablón. Figura 3.2: 1620 hasta El Tablón. 36.

(37) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. (GEA) en línea Interruptores. (Arimao + San Blas + Tablón). Cerrado. Abierto. P(MW). Q(MVAr). S(MVA. 1044. 6049. 4.6. 0.93. 4.69. S(MVA). Vmin(kV). 10.67. 30.58. Flujo de potencia por el Interruptor 1620 P(MW) Q(MVAr) 8.73. 6.15. Tabla 3.2: Flujo de potencia por el interruptor1620 el cual alimenta hasta El Tablón. En esta variante el voltaje mínimo en El Tablón no es aceptable por lo que se propone retirar carga parcialmente, en El Tablón existen dos circuitos, se apaga uno y en caso de ser posible en una avería se alternaría con el otro, para no afectar todo el tiempo a los mismos usuarios, así logramos que el voltaje mínimo en la zona este en el rango permisible Vmin 32.03 kV. 3. Línea del interruptor 1620 hasta el bombeo de Paso Bonito. Figura 3.3: 1620 hasta el bombeo de Paso Bonito. (GEA) en línea Interruptores. (Arimao + San Blas + Tablón). Cerrado. Abierto. P(MW). Q(MVAr). S(MVA. 1044. 6049. 4.6. 0.93. 4.69. 6048. 6046. 37.

(38) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. Flujo de potencia por el Interruptor 1620 P(MW) Q(MVAr) 9.08. 6.02. S(MVA). Vmin(kV). 10.89. 29.50. Tabla 3.3: Flujo de potencia por el interruptor1620 el cual alimenta hasta Paso Bonito. Como se observa el voltaje mínimo no es correcto, pero como este punto es de gran importancia para la provincia se propone retirar carga parcialmente, en el Tablón existen dos circuitos se abre uno y se alterna con en otro y Cumanayagua que tiene un solo circuito se apagaría totalmente, así se logra que el voltaje mínimo se encuentre en norma Vmin (nodo) 31.85 kV. 4. Línea del interruptor 1620 alimentando San Lázaro, Cfg 4kV y Plaza. Figura 3.4: 1620 alimentando San Lázaro, Cfg 4kv y Plaza. Interruptores. (GEA) en línea (Junco sur 33). Cerrado. Abierto. P(MW). Q(MVAr). S(MVA. 6512. 1615. 11.2. 2.27. 11.43. 6543. 1610. S(MVA). Vmin(kV). 24.6. 33.29. 619 658 Flujo de potencia por el Interruptor 1620 P(MW) Q(MVAr) 23.24. 8.09. Tabla 3.4: Flujo de potencia por el interruptor1620 el cual alimenta San Lázaro, Cfg 4kv y Plaza. 38.

(39) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. Como se observa el voltaje mínimo en el nodo mas alejado es correcto, pero sin embargo la línea se encuentra sobrecargada, se propone retirar carga en nodos intermedios como Circunvalación o Caonao y así no sobrecargar la línea. 5. Línea del interruptor 1620 hasta San Lázaro. Figura 3.5: 1620 hasta San Lázaro. Interruptores. Cerrado. Abierto. 6512. 1615. Sin (GEA) en línea. 658 Flujo de potencia por el Interruptor 1620 P(MW) Q(MVAr) 24.99. 11.51. S(MVA). Vmin(kV). 27.51. 31.73. Tabla 3.5: Flujo de potencia por el interruptor1620 el cual alimenta a San Lázaro. Como se observa el voltaje mínimo es permisible, pero la línea se encuentra sobrecargada, por lo que se propone retirar carga en un nodo intermedio por ejemplo circunvalación.. 39.

(40) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. 6. Línea del interruptor 1620 hasta San Lázaro y ramal reina. Figura 3.6: 1620 hasta San Lázaro y ramal reina. Interruptores. Cerrado. Abierto. 6512. 1615. 6543. 1610. Sin (GEA) en línea. 658 6528 Flujo de potencia por el Interruptor 1620 P(MW) Q(MVAr) 28.24. 13.75. S(MVA). Vmin(kV). 31.4. 31.83. Tabla 3.6: Flujo de potencia por el interruptor1620 hasta San Lázaro y ramal reina. nota: Cfg 4kV y plaza pasan a Distribución Como se observa el voltaje mínimo es correcto, pero la línea esta sobrecargada por lo que se propone retirar carga en circunvalación y caonao, Vmin (nodo) 33.09 kV.. 40.

(41) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. 3.2 Manipulación en caliente de interruptores en aire de 33 kV de operación conjunta Los enlaces entre subestaciones de 33kv además de los interruptores de operación automática cuentan con interruptores de operación conjunta en aire de 33kV que nos permite una adecuada seccionalización de las líneas, dando de esta forma una mayor confiabilidad de servicio a los consumidores. Estos interruptores para que puedan manipularse en caliente tienen que cumplir con las siguientes especificaciones: Serán de acción conjunta Poseen rompe arcos La separación entre los polos no será inferior a 1.4 m La resistencia de aterramiento será inferior a 10 Ohm Los interruptores antes mencionados están autorizados a interrumpir cargas de hasta 800 kVA y la desconexión de líneas sin carga de longitud no mayor de 30 km. Para su manipulación rompiendo lazos en líneas de 33kV entre las subestaciones es necesario efectuar un estudio para determinar las condiciones específicas en que se podrá realizar la operación. Para esto se hace necesario calcular las impedancias del lazo correspondiente y con este valor calcular la corriente o potencia máxima permisible a interrumpir en el mismo. Para esto se hace necesario la utilización de las siguientes formulas empíricas, aplicadas por las áreas de regímenes de todos los despachos provinciales de la UNE. Para. zt < 20 Ω. Para zt ≥ 20 Ω Donde: Zt = Impedancia del lazo que se estudia λ = 3.75 Cte.. 41.

(42) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. 3.2.1 Variante 1: Análisis del esquema para la condición de operación normal del lazo. Figura 3.7: Condición de operación normal del lazo. Determinación de la impedancia del lazo Para determinar la impedancia del lazo se tomó de los datos del esquema la impedancia en (p.u.) de todas las líneas y de los transformadores. En la siguiente figura se muestra el esquema normal del lazo. Se analizan dos variantes en la operación del lazo, una en condiciones de operación normal y otra condición con mayor impedancia en el lazo. La Impedancia de las líneas y los transformadores se pueden ver en el anexo # 2. Impedancia total del lazo R (p.u.). X (p.u.). Transf en paralelo (T248, T249). 0,009415. 0,470835. Línea 1620 - 333. 1,52665. 2,06592. Transf CMC en paralelo (T81, T71). 0,00675. 0,225. Paralelo CMC 110 - Cfg 220. 0,00227704. 0,0072. Paralelo Cfg 220 - SC 220. 0,00775516. 0,09918523. Paralelo Líneas (L77 , L78). 0,0028. 0,009. Línea (L_69). 0,0595. 0,1352. SUMA 1,6151472. 3,01234023. Z p.u. 3,41802489. 42.

(43) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. Z (Ohm) =37,22229104 Como la impedancia total del lazo es mayor de 20 Ohm se aplica la ecuación. Donde:. λ=3.75. Como resultado se obtiene I m (Z > 20 Ohm) =. 78, 13976693. MVA máx. =. 4,466287532. Para que algún interruptor pueda manipularse con la línea operando en lazo no puede presentar una transferencia mayor de 4.46 MVA Transferencia de potencia por cada interruptor Para determinar la transferencia por cada interruptor se realizaron corridas con el PSX para diferentes condiciones de voltaje en las barras de La Moza y CMC, además se realizan dos análisis uno sin la generación (GEA) y otro con generación en línea. En las siguientes tablas se muestran los resultados obtenidos Voltaje Envío (kV) CMC La Moza 34 35 34.5 35 34 34.5 34 34 34.5 34.5 35 35 34.5 34 35 34.5 35 34. Interruptor 6520 P(MW) Q(MVAr) S(MVA) 6.99 0.53 7.01 7.35 0.18 7.35 7.52 0.23 7.52 7.86 0.79 7.89 7.89 0.59 7.91 8.11 0.67 8.13 8.23 1.16 8.31 8.26 1.07 8.32 8.63 1.55 8.76. Voltaje Envío (kV) CMC La Moza 34.5 34 35 34.5 35 35 34.5 34.5 34 34 35 34. Interruptor 1044 P(MW) Q(MVAr) S(MVA) 3.95 0.83 4.03 3.97 0.91 4.07 3.83 1.29 4.04 3.62 1.38 3.87 3.58 1.19 3.77 4.33 0.45 4.35. 43.

(44) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. 34.5 34 34. 35 34.5 35. 3.1 3.25 2.74. Voltaje Envío (kV). 2.13 1.73 2.47. 3.76 3.68 3.68. Interruptor 1294. CMC. La Moza. P(MW) Q(MVAr) S(MVA). 34.50. 34.00. 3.47. 1.01. 3.61. 35.00. 34.50. 3.50. 1.09. 3.66. 35.00. 35.00. 3.36. 1.46. 3.66. 34.50. 34.50. 3.15. 1.55. 3.51. 34.00. 34.00. 3.11. 1.36. 3.39. 35.00. 34.00. 3.85. 0.64. 3.90. 34.50. 35.00. 2.63. 2.30. 3.49. 34.00. 34.50. 2.79. 1.90. 3.37. 34.00. 35.00. 2.27. 2.64. 3.48. Voltaje Envío (kV) CMC. Interruptor 77. La Moza P(MW) Q(MVAr) S(MVA). 35.00. 34.00. 0.48. 2.31. 2.35. 35.00. 34.50. 0.14. 2.77. 2.77. 34.50. 34.00. 0.11. 2.69. 2.69. 35.00. 35.00. 0.006. 3.13. 3.13. 34.50. 34.50. 0.20. 3.23. 3.23. 34.00. 34.00. 0.24. 3.04. 3.05. 34.50. 35.00. 0.72. 3.97. 4.03. 34.00. 34.50. 0.56. 3.58. 3.62. 34.00. 35.00. 1.08. 4.32. 4.45. Como se observa el interruptor 6520 no puede manipularse con la línea operando en lazo, se realizó el análisis para diferentes condiciones de voltaje pero la transferencia de potencia por el mismo es mayor que 4.46 MVA.. 44.

(45) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. A continuación se muestran los interruptores que pueden manipularse rompiendo lazos en caliente y se recomiendan los voltajes en las subestaciones CMC y La Moza para que dicha manipulación sea óptima. Interruptor 1044 kV en kV en La CMC Moza 34.00 35.00. Interruptor 1294 kV en kV en La CMC Moza 34.00 34.50. Interruptor 77 kV en kV en La CMC Moza 35.00 34.00. Tabla 3.7: Interruptores que se pueden manipular y voltajes recomendados en cada subestación. Con generación (GEA) Este análisis se realiza con la generación de Arimao, San Blás y El Tablón en línea. Voltaje Envío (kV). Interruptor 6520. CMC. La Moza. P(MW) Q(MVAr) S(MVA). 34.00. 35.00. 4.50. 0.60. 4.53. 34.50. 35.00. 5.01. 0.04. 5.01. 34.00. 34.50. 5.00. 0.15. 5.00. 34.00. 34.00. 5.32. 0.71. 5.36. 34.50. 34.50. 5.18. 0.33. 5.19. 35.00. 35.00. 5.38. 0.43. 5.39. 34.50. 34.00. 5.50. 0.90. 5.57. 35.00. 34.50. 5.71. 1.01. 5.79. 35.00. 34.00. 5.87. 1.29. 6.01. Voltaje Envío (kV). Interruptor 1044. CMC. La Moza. P(MW) Q(MVAr) S(MVA). 34.50. 34.00. 3.73. 0.87. 3.83. 35.00. 34.50. 3.94. 0.76. 4.01. 35.00. 35.00. 3.62. 1.34. 3.86. 34.50. 34.50. 3.41. 1.43. 3.69. 34.00. 34.00. 3.55. 1.06. 3.70. 35.00. 34.00. 4.09. 0.49. 4.11. 34.50. 35.00. 3.25. 1.72. 3.67. 34.00. 34.50. 3.24. 1.61. 3.61. 34.00. 35.00. 2.74. 2.36. 3.61. 45.

(46) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. Voltaje Envío (kV). Interruptor 1294. CMC. La Moza. P(MW) Q(MVAr) S(MVA). 34.50. 34.00. 3.26. 1.04. 3.42. 35.00. 34.50. 3.46. 0.94. 3.58. 35.00. 35.00. 3.15. 1.50. 3.48. 34.50. 34.50. 2.95. 1.59. 3.35. 34.00. 34.00. 3.08. 1.23. 3.31. 35.00. 34.00. 3.61. 0.67. 3.67. 34.50. 35.00. 2.79. 1.88. 3.36. 34.00. 34.50. 2.78. 1.77. 3.29. 34.00. 35.00. 2.28. 2.53. 3.40. Voltaje Envío (kV) CMC. Interruptor 77. La Moza P(MW) Q(MVAr) S(MVA). 35.00. 34.00. 0.26. 2.34. 2.35. 35.00. 34.50. 0.11. 2.61. 2.61. 34.50. 34.00. 0.09. 2.72. 2.72. 35.00. 35.00. 0.20. 3.17. 3.17. 34.50. 34.50. 0.40. 3.26. 3.28. 34.00. 34.00. 0.26. 2.90. 2.91. 34.50. 35.00. 0.56. 3.55. 3.59. 34.00. 34.50. 0.57. 3.44. 3.48. 34.00. 35.00. 1.07. 4.20. 4.33. Como se observa con la generación de Arimao, San Blás y El Tablón en línea la transferencia de potencia por los interruptores para diferentes condiciones de voltaje en CMC y La Moza es menor en algunos casos, aunque por el interruptor 6520 como se observa la transferencia es menor no puede manipularse con la línea operando en lazo, pues la transferencia de potencia por el mismo sigue siendo mayor que 4.46 MVA,se muestra a continuación el voltaje idóneo para la manipulación en caliente de estos interruptores que como se puede ver no varía con respecto al epígrafe anterior.. 46.

(47) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. Interruptor 1044 kV en kV en La CMC Moza 34.00 35.00. Interruptor 1294 kV en kV en La CMC Moza 34.00 34.50. Interruptor 77 kV en kV en La CMC Moza 35.00 34.00. Tabla 3.8: Interruptores que se pueden manipular y voltajes recomendados en cada subestación. 3.2.2 Variante 2: Análisis del esquema para la condición de mayor impedancia del lazo La variante de peores condiciones para operar el lazo es cuando este tenga mayor impedancia por lo tanto se calcula la impedancia eliminando las líneas y transformadores en paralelo. Aunque como se explicó anteriormente se deben eliminar todas las líneas y transformadores en paralelo para obtener la mayor impedancia del lazo, esto es prácticamente imposible que ocurra físicamente en el Sistema Electroenergético Nacional pues las transferencias por los elementos restantes serían elevadas, en la figura se muestra una condición que pudiera considerarse como crítica.. Figura 3.8: Condición de mayor impedancia del lazo. Determinación de la impedancia del lazo Impedancia total del lazo R (p.u.). X (p.u.). Transf T248. 0,01883. 0,94167. Línea 1620 - 333. 1,52665. 2,06592. Transf CMC T81. 0,0135. 0,45. 47.

(48) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. paralelo Línea (L73,L_72) 0,00374868 0,01101176 paralelo (Cfg220,SC220). 0,0338398 0,15148195. Línea L78. 0,0056. 0,018. Línea L_69. 0,0595. 0,1352. SUMA. 1,66166848 3,77328371. Z p,u. 4,12296157. Z (Ohm). 44,8990515. Como la impedancia total del lazo es mayor de 20 Ohm se aplica la ecuación. Donde:. λ=3.75. Como resultado se obtiene Im (Z > 20 Ohm)= 71,146752 MVA máx = 4,06658305 Para esta variante para que algún interruptor pueda manipularse con la línea operando en lazo no puede presentar una transferencia mayor de 4.06 MVA Transferencia de potencia por cada interruptor Voltaje Envío (kV). Interruptor 6520. CMC. La Moza. P(MW) Q(MVAr) S(MVA). 34.00. 35.00. 7.18. 0.32. 7,18. 34.50. 35.00. 7.51. 0.06. 7,51. 34.00. 34.50. 7.50. 0.24. 7,50. 34.00. 34.00. 7.65. 0.52. 7,66. 34.50. 34.50. 7.83. 0.50. 7,84. 35.00. 35.00. 8.01. 0.50. 8,02. 34.50. 34.00. 8.30. 1.19. 8,38. 35.00. 34.50. 8.32. 1.07. 8,38. 35.00. 34.00. 8.47. 1.34. 8,57. 48.

(49) CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES. Voltaje Envío (kV). Interruptor 1044. CMC. La Moza. P(MW) Q(MVAr) S(MVA). 34.50. 34.00. 4.01. 0.80. 4,08. 35.00. 34.50. 4.04. 0.92. 4,14. 35.00. 35.00. 3.74. 1.46. 4,02. 34.50. 34.50. 3.55. 1.46. 3,83. 34.00. 34.00. 3.38. 1.45. 3,68. 35.00. 34.00. 4.18. 0.66. 4,23. 34.50. 35.00. 3.25. 2.02. 3,82. 34.00. 34.50. 3.23. 1.72. 3,65. 34.00. 35.00. 2.74. 2.36. 3,61. Voltaje Envío (kV). Interruptor 1294. CMC. La Moza. P(MW) Q(MVAr) S(MVA). 34.50. 34.00. 3.54. 0.98. 3,67. 35.00. 34.50. 3.56. 1.10. 3,72. 35.00. 35.00. 3.26. 1.64. 3,64. 34.50. 34.50. 3.08. 1.64. 3,48. 34.00. 34.00. 2.91. 1.62. 3,33. 35.00. 34.00. 3.70. 0.84. 3,79. 34.50. 35.00. 2.78. 2.19. 3,53. 34.00. 34.50. 2.77. 1.89. 3,35. 34.00. 35.00. 2.28. 2.53. 3,40. Voltaje Envío (kV) CMC. Interruptor 77. La Moza P(MW) Q(MVAr) S(MVA). 35.00. 34.00. 0.34. 2.72. 2,74. 35.00. 34.50. 0.20. 2.78. 2,78. 34.50. 34.00. 0.18. 2.66. 2,66. 35.00. 35.00. 0.09. 3.31. 3,31. 34.50. 34.50. 0.27. 3.31. 3,32. 49.