Análisis de las protecciones automáticas del nodo La Moza

Texto completo

(1)Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética. Trabajo de Diploma Análisis de las Protecciones Automáticas del nodo La Moza Autor: Carlos Alvarez Jiménez Tutor: Dra. Martha Bravo De Las Casas. Santa Clara 2011 "Año 53 de la Revolución".

(2) Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética. TRABAJO DE DIPLOMA. Análisis de las Protecciones Automáticas del nodo La Moza Autor: Carlos Alvarez Jiménez [email protected]. Tutores: Dra. Martha Bravo de las Casas [email protected]. Ing. Vicente Ruíz Sánchez [email protected] Santa Clara 2011 "Año 53 de la Revolución".

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

(4) PENSAMIENTO. “En la tierra hace falta personas que trabajen más y critiquen menos, que construyan más y destruyan menos, que prometan menos y resuelvan más, que esperen recibir menos y den más, que digan mejor AHORA que MAÑANA.” Ernesto “Che” Guevara..

(5) DEDICATORIA. Especialmente a mi padre y mi madre, que son los causantes que yo me encuentre hoy donde estoy, por ese apoyo y ayuda incondicional. A mi novia Alicia Por su cariño y su amor. A toda mi familia en general por darme siempre energía para seguir adelante. A todos mis amigos con los cuales compartí buenos y malos momentos..

(6) AGRADECIMIENTOS. A mi madre Que siempre estuvo presente compartiendo conmigo las buenas y las malas, por cuidar de mis hijos cuando yo no estaba presente. A mi padre Gracias a su esfuerzo y sacrificio pude llegar a estudiar, fue por él que pude gozar de todos los lujos que hoy tengo. A mi novia Alicia Por su comprensión y su incansable apoyo, por darme las fuerzas y el amor necesario para la culminación de mis estudios. A mi familia Que siempre estuvieron ahí cuando los necesite, por confiar en mí en todo momento. A mis amigos Junior, Rodolfo, Jordán, Rubén, Adriel y a todos los demás, que de una forma u otra me ayudaron cuando más lo necesite. A mis tutores El compañero de la O.B.E. Ing. Vicente Ruíz por su dedicación y esfuerzo a la hora cero. A la Dr. Martha Bravo de las Casa por toda su ayuda brindada. A todos los profesores encargados de hacer en mí un hombre estudiado y de bien..

(7) TAREA TÉCNICA. Para alcanzar el objetivo de este trabajo resulta imprescindible realizar las siguientes tareas técnicas: 1. Realizar estudio bibliográfico de los sistemas de protecciones, así como de los recierres automáticos y su impacto en la estabilidad del Sistema. 2. Obtener utilizando el PSX, los niveles de cortocircuito actuales en las barras atendidas por las Subestación Moza 110 kV. 3. Realizar un estudio del recierre tripolar en el interruptor por alta de la subestación de La Moza LM130, con la ayuda del PSX. 4. Obtener los valores de las corrientes de falla para todos los alimentadores de la subestación La Moza, utilizando el PSX. 5. Plantear resultados, teniendo en cuenta los problemas presentados anteriores en las protecciones de la subestación. 6. Confeccionar el informe final.. Firma del Autor. Firma del Tutor.

(8) RESUMEN El estudio de las protecciones de la subestación 110/34.5 kV de La Moza, ubicada en la provincia Villa Clara, se encuentra desactualizado. Se persigue realizar un estudio investigativo de los problemas ocasionados en alguna de sus protecciones, así como la propuesta de ajustes de estas debido al incremento de la carga y a la introducción de la Generación Distribuida. Para alcanzar los objetivos propuestos contamos con la utilización de software PSXv2.87, además de la actualización de los niveles de cortocircuitos en las barras aledañas a la subestación. Es preciso el análisis detallado de las protecciones por la parte de 110 kV de la subestación, debido a la no realización exitosa del reenganche tripolar en el interruptor LM130 ya que no encuentra el sincronismo con los generadores de la Hidroeléctrica Hanabanilla. También se pretende observar cómo influyen las corrientes de secuencia negativa provenientes de la baja de la subestación en la apertura del mismo. Dicho interruptor se encuentra ubicado en la línea comprendida entre Santa Clara y La Moza. De acuerdo con todos los problemas presentados se requiere resolverlos, proponiendo para este un ajuste o un cambio de tecnología en caso de que sea necesario..

(9) TABLA DE CONTENIDOS PENSAMIENTO ...................................................................................................... 2 DEDICATORIA ........................................................................................................ 3 AGRADECIMIENTOS ............................................................................................. 4 TAREA TÉCNICA .................................................................................................... 5 RESUMEN .............................................................................................................. 6 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 9 CAPITULO 1 ......................................................................................................... 13 ACERCAMIENTO A LAS PROTECCIONES y las AUTOMÁTICAS ...................... 13 1.1 Introducción ................................................................................................. 13 1.2 Desarrollo de las Protecciones ................................................................... 14 1.3 Sistemas de Protección ............................................................................... 15 1.3.1 Objetivo y Características ..................................................................... 15 1.3.2 Protección de Líneas de Transmisión ................................................... 16 1.3.3 Esquemas de Protecciones en Líneas de Transmisión ......................... 17 1.3.4 Protecciones Principales y de Respaldo .............................................. 18 1.4 Recierres Automáticos ................................................................................ 18 1.4.1 Recierre Automático en Líneas de Transmisión .................................... 19 1.4.2 Recierre Tripolar ................................................................................... 21 1.4 3 Recierre Monopolar .............................................................................. 22 1.4.4 Importancia de los Recierres ................................................................ 24 1.4.5 Desionización del Arco ......................................................................... 25 1.4.6 Ventajas de la aplicación del Disparo y Recierre Monopolar ............... 26 1.4.7 Desventajas de la aplicación del Disparo y Recierre Monopolar ........... 26 1.5 Análisis de Algunos Tipos de Relés ............................................................ 28 1.5.1 Relé de Comprobación de Sincronismo ................................................ 28.

(10) 1.5.2 Relé de Reenganche............................................................................. 29 1.5.3 Relé de Sobrecorriente ......................................................................... 29 1.6 Estabilidad en frecuencia ............................................................................. 30 CAPÍTULO 2 ......................................................................................................... 31 COMPORTAMIENTO DE LA RED ELÉCTRICA EN EL NODO LA MOZA ........... 31 2.1 Introducción ................................................................................................. 31 2.2 Subestación La Moza .................................................................................. 31 2.3 Condiciones Normales de Operación .......................................................... 32 2.4 Actualización de los niveles de cortocircuito en las barras que atiende la subestación La Moza ......................................................................................... 34 2.5 Actualización de la línea Santa Clara – La Moza ......................................... 35 2.6 Análisis de las corrientes de secuencia negativa que influyen en el LM130 ............................................................................................................ 45 CAPÍTULO 3 ......................................................................................................... 48 RESULTADOS ...................................................................................................... 48 3.1 Introducción ................................................................................................. 48 3.2 Esquema Actual de Protecciones ................................................................ 48 3.3 Chequeo de las capacidades de los interruptores de la subestación .......... 51 3.4 Solución de los Problemas de Reenganche ................................................ 52 3.5 Solución de los disparos en el LM130 ocasionados por las corrientes de secuencia negativa. ........................................................................................... 59 CONCLUSIONES .................................................................................................. 62 RECOMENDACIONES ......................................................................................... 62 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................... 63 ANEXOS ............................................................................................................... 65.

(11) INTRODUCCIÓN En la actualidad existe una creciente demanda de energía eléctrica proveniente del desarrollo tecnológico de la sociedad, este aumento de la demanda hace que sea vital preservar la calidad y la continuidad del servicio. Es por esta razón que los nuevos sistemas de Protección (equipos automáticos encargados de proteger los elementos del Sistema Electroenergético de Potencia) sean cada vez más complejos, confiables y seguros. Los sistemas de protección tienen la característica de extinguir cualquier tipo de avería existente en una línea de transmisión, esto genera la salida de servicio de uno o más elementos del sistema comprometidos por la falla. La consecuencia directa de esta acción cuyo objetivo es proteger al equipamiento de las elevadas corrientes de falla, produce como efecto colateral por ejemplo, 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, como son: los generadores, transmisor, distribuidores y grandes consumidores. En el sistema electroenergético gran parte de las fallas que se producen no son permanentes, sino por el contrario son fugaces o transitorias, desapareciendo al cabo de un tiempo. Entonces la estabilidad transitoria del sistema y la continuidad del servicio puede ser mejorada utilizando el recierre automático, el cual es un proceso de reconexión automática de alta velocidad de un circuito de transmisión, que ha sido previamente desconectado por las protecciones debido a una falla transitoria y tiene por objetivo mantener la estabilidad y evitar el colapso del Sistema. Por el contrario, cuando se presenta una falla permanente, como por ejemplo un conductor en mal estado o roto, el recierre no tiene efecto alguno, dando como resultado nuevamente la apertura total de la línea. Posterior a la desconexión de la línea de transmisión debido a una falla, la actuación de los interruptores, en ambos extremos de la línea y para una operación de reconexión, puede ser tripolar o monopolar. La principal diferencia entre un recierre tripolar y un recierre monopolar está dada básicamente en la determinación del tiempo muerto, chequeo de sincronismo y una discriminación de la fase fallada, siendo esta última, necesaria y exclusiva de los recierres monopolares..

(12) Para un recierre tripolar en un sistema de transmisión el tiempo muerto utilizado es de 300 a 500 ms, en cambio para un recierre monopolar se utiliza un tiempo muerto de 500 a 1200 ms aproximadamente, estos tiempos pueden variar en dependencia del largo de la línea. Además, un recierre tripolar se realiza sobre todo después de un chequeo de sincronismo, donde los voltajes en ambos lados del interruptor se comprueban y se verifica que estos no estén fuera de fase, lo que es contrario a la utilización de un recierre monopolar, en el cual se tienen mejores condiciones de estabilidad, tanto de voltaje como de frecuencia, entre las dos partes que la línea une. Sin embargo, en las operaciones monopolares, el acoplamiento capacitivo entre conductores puede influir en un mayor tiempo de extinción de la falla (que queda alimentada a través de las capacitancias de las otras fases), se debe entonces tratar de anular esta corriente, lo que se hace utilizando la maniobra tripolar, o a través de reactores de compensación de la línea con un reactor supresor de arco entre el neutro de los reactores y tierra (método utilizado en voltajes elevados). Cuando se aplica el recierre automático en una línea de transmisión, es muy importante que la desionización del arco eléctrico se elimine por completo de manera que cuando se energice nuevamente la línea fallada el arco no debe estar presente. Las fallas transitorias son por lo general de origen atmosférico y desaparecen después de un tiempo (extinción del arco). En estudios de estabilidad transitoria la evaluación del tiempo crítico de despeje juega un rol importante en la valoración de la estabilidad, ya que mejora la confiabilidad del sistema (basado en la reducción del tiempo de desconexión de una línea con falla, por ende disminuye el tiempo de indisponibilidad de la línea). Si el despeje de una falla transitoria ocurre en un tiempo muy corto las oscilaciones transitorias pueden ser controladas y el sistema permanecerá estable, cumpliendo con criterios de seguridad, calidad y economía. En cuanto a pérdida de estabilidad, esta puede ser causada por una grave generación desequilibrada, por ejemplo: generación excesiva debido a la perdida de la carga, en este escenario podemos notar como aumenta el ángulo del rotor de las maquinas. Cuando la diferencia de ángulos entre las máquinas no cambia significativamente la sincronización se mantiene y las máquinas regresan a un nuevo ángulo de equilibrio, mientras que si la diferencia entre los ángulos se distancia cada vez más, la estabilidad se llegaría a perder. Atendiendo a las reiteradas situaciones de averías ocurridas en la subestación la Moza 110/33 kV situada en medio de las líneas de enlace de 110 kV de la hidroeléctrica Hanabanilla con la subestación Santa Clara 110 kV, donde averías en la distribución y líneas de subtransmisión han provocado disparos indeseados en las líneas de.

(13) transmisión, en protecciones de secuencia negativa no direccionales y otras de carácter dudoso. Considerando que, después de la puesta en explotación de la generación distribuida, un grupo de 11 generadores con motores diesel con capacidad instalada de 3.86 MVA, en el emplazamiento El Tablón, y las operaciones indeseadas ocurridas, no se ha efectuado un estudio de cortocircuito, ni de las protecciones y automática en la parte que corresponde a este sector del Sistema Electroenergético en provincia Villa Clara con los nuevos elementos incorporados que permita determinar las causas, es la razón de esta investigación. Preguntas de la investigación:. ¿Qué cortocircuitos en la red eléctrica pueden provocar operaciones indeseadas en las protecciones de interruptores de líneas de 110 kV sin causa aparente?.  ¿De qué modo evitar estas incidencias en la red?  ¿Cómo resolverlo?...y ¿En qué medida es factible hacerlo? El tema de investigación que se plantea, entrará a resolver condiciones de operación de las protecciones y automáticas instaladas, de manera que el sector de sistema tenga una operación más eficaz ante las averías, y en estado de post-avería inmediata, sabiendo que por ninguna razón los fallos de líneas de sub transmisión contribuyan a operaciones incorrectas de la transmisión y que la generación de La hidroeléctrica Hanabanilla no se pierda del Sistema Electroenergético Nacional. Para la realización de este estudio investigativo se tendrán en cuenta los siguientes objetivos: General:  Realizar un análisis de cortocircuitos, de las protecciones y automática en la parte que corresponde al sector de la subestación de la Moza 100kV perteneciente al Sistema Electroenergético de la provincia de Villa Clara que permita determinar el comportamiento anormal de los interruptores de 110kV y dar propuestas de soluciones a la problemática. Específicos:  Actualizar la red de 110/34.5 kV de la provincia de Villa Clara en el PSX.  Actualizar los niveles de cortocircuitos en las barras que atiende la subestación.  Analizar el reenganche tripolar.  Estudiar los disparos producidos en el interruptor LM130.  Proponer los resultados de la investigación. Este trabajo investigativo está conformado de la siguiente manera:.

(14) En el Capítulo 1 se hace un análisis bibliográfico de conceptos y teorías imprescindibles para el cumplimiento de los objetivos de este trabajo; sobre todo haciendo énfasis en los recierres automáticos de los interruptores de las líneas de transmisión. Seguidamente se hace una caracterización lo más detallada posible de la subestación de La Moza, lo cual centrará el interés del Capítulo 2 así como una descripción de los hechos acontecidos en las protecciones de alta de la subestación, exponiéndose algunas simulaciones realizadas en el PSX. También se expone un análisis de la influencia de las corrientes de secuencia negativa por alta (110kV) de la subestación, originadas por cortocircuitos en la baja (34.5 kV) de la misma. En el Capítulo 3 se expondrán los resultados obtenidos ante los distintos problemas ocasionados en el nodo La Moza. Como colofón a este trabajo se brindarán una serie de conclusiones que permitirán hacer proposiciones que se consideran muy útiles para la Organización Básica Eléctrica (OBE)..

(15) CAPITULO 1 ACERCAMIENTO A LAS PROTECCIONES Y LAS AUTOMÁTICAS. 1.1 Introducción El avance en la tecnología digital durante las últimas décadas ha permitido la creación de nuevos dispositivos para protección de los sistemas eléctricos de potencia. Esto ha propiciado el desarrollo de equipos digitales que permitan una mejora en los sistemas de protección, tanto para líneas de transmisión como otros equipos que forman parte de un sistema eléctrico de potencia, con el fin de utilizar mejor la capacidad individual de transmisión de energía de la red eléctrica. Estos avances en la tecnología han permitido la creación de una nueva generación de relevadores de protección llamados “Relevadores Multifuncionales”, estos equipos cuentan con un microprocesador que es el alma del relevador; también integran las funciones de diferentes equipos, además de proporcionar diferentes datos sobre el funcionamiento del sistema. Algunas de las principales características de los relevadores son: integran funciones de medición, protección y comunicaciones; para poder tener un mejor control sobre el sistema. Debido al crecimiento en los sistemas eléctricos y a la nueva forma estructural del sistema, es fundamental contar con un buen esquema de protecciones que brinde la seguridad necesaria y garantice el buen funcionamiento del sistema, liberando lo más rápidamente posible las fallas que puedan presentarse. Es muy esencial para contar con un excelente sistema de protecciones, la confiabilidad del mismo. Los métodos convencionales para mejorar la confiabilidad del sistema incluyen la poda de árboles, protección contra animales, protección contra descargas atmosféricas y el mantenimiento de las redes. Sin embargo en otros países, muchas de las empresas de servicio público de electricidad actuales se están dirigiendo hacia configuraciones especiales de los sistemas, tales como reconectadores en la mitad de la línea, reconectadores de enlace, configuraciones en lazo y recierre monopolar para mejorar la confiabilidad. Estas configuraciones, combinadas con comunicaciones remotas, pueden. mejorar. sustancialmente. los. consecuentemente el servicio al cliente.. [1]. índices. de. confiabilidad. y. mejorando.

(16) 1.2 Desarrollo de las Protecciones [2] El crecimiento de los sistemas eléctricos hacia finales del siglo XIX junto con su expansión a grandes áreas geográficas, fue generando la necesidad de los sistemas de protección. Entre las clasificaciones que se pueden hacer de acuerdo al desarrollo de las protecciones estas son: . Sistemas de protección directos.. . Sistemas de protección indirectos.. Sistemas de protección directos: Los sistemas de protección directos son aquellos sistemas donde el elemento de medición es el mismo que el de corte (o está incorporado a él) y la magnitud que se debe controlar se aplica a la protección, sin ningún tipo de transformación. Estos sistemas directos se subdividen en dos tipos: a) Fusibles. b) Relevadores directos. a) Fusibles: este es el método más antiguo de protección, el cual se basa en el incremento de temperatura que sufre el conductor al ser atravesado por una intensidad de corriente prefijada, que funde el elemento conductor, interrumpiendo así el flujo de la corriente de cortocircuito. La utilización de fusibles es por lo tanto, un sistema simple y económico que elimina elevadas corrientes de cortocircuito en tiempos inferiores a los 5 ms, con ello evita que la corriente llegue a su valor máximo. Las desventajas que tiene este sistema de protección son: poca precisión, bajo poder de corte, envejecimiento, etc., que han hecho el uso de este sistema en la actualidad restringido a los circuitos de baja tensión y equipos de baja potencia de una red de media tensión. b) Relevadores directos: Estos consisten en una bobina en serie con la entrada del interruptor automático, por tanto, está controlada por la intensidad de corriente. Al incrementar la intensidad, aumenta la fuerza del campo electromagnético en la bobina y supera la fuerza de un muelle que tiene el aparato, por lo tanto se produce el disparo (desconexión) del interruptor automático o se desenclava un sistema de control que produce este disparo con un cierto retraso, dependiendo del relevador empleado. Sistemas de protección indirectos: son aquellos donde las magnitudes a controlar se transforman en valores normalizados antes de ser inyectados al relevador de protección. Estos sistemas son más costosos al componerse de transductores y elementos de corte. Los principales tipos son: a) Sistemas electromagnéticos. b) Sistemas de bobina móvil. c) Sistemas de electrónica convencional. d) Sistemas electrónicos digitalizados. a) Sistemas electromagnéticos..

(17) Las cantidades suministradas a los relevadores en forma de corrientes o de tensiones son transformadas por éstos en una fuerza capaz de cerrar unos contactos que establecen la continuidad en el circuito de disparo. Según su construcción se pueden clasificar en: Émbolo o armadura articulada. Al superar la fuerza del campo magnético de la bobina, el esfuerzo de un resorte, la armadura se une al polo del electroimán, arrastrando un contacto móvil. Disco de inducción. El campo magnético generado en la bobina produce un par de giro en el disco, proporcional a la tensión o corriente aplicada, obteniéndose por tanto, un tiempo de actuación inversamente proporcional a la magnitud medida. 1.3 Sistemas de Protección En este trabajo se encara la temática de los sistemas de protección hacia una amplia gama de trabajo, desde el punto de vista de su aporte a la estabilidad transitoria y estabilidad de frecuencia de los sistemas eléctricos de potencia. 1.3.1 Objetivo y Características El objetivo de los sistemas de protección es aislar del servicio lo más rápido posible cualquier equipo del sistema de potencia que comienza a operar en una forma anormal. El propósito, es también, limitar el daño causado a los equipos de potencia, y sacar de servicio el equipo en falla lo más rápido posible para mantener la integridad y estabilidad del sistema de potencia. Para que un sistema de protección pueda realizar sus funciones en forma satisfactoria debe cumplir con las siguientes características:[3]  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 falta o condición anormal en el sistema eléctrico de potencia, o sea que no opere cuando no corresponde que lo haga. Otras características deseables en un sistema de potencia son:.

(18) 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 protección es importante para asegurar la estabilidad del mismo. 1.3.2 Protección de Líneas de Transmisión Desde un punto de vista de sistema, un sistema eléctrico de potencia tiene la finalidad de transmitir la potencia que requiere el cliente, por lo tanto es de mucha importancia mantener la continuidad del servicio y protegerlo contra las diversas fallas que puedan presentarse, de esta manera garantizar la confiabilidad del sistema y evitar daños al equipo. Como se sabe, las líneas de transmisión, es uno de los elementos más importantes del sistema eléctrico, así mismo, es mucho más propenso a fallas debido a su gran longitud y exposición a la intemperie. Debido a la evolución de los sistemas eléctricos año a año, ha hecho necesario el aumento de la potencia transmitida, el aumento de la longitud de las líneas de transmisión, así como la formación de sistemas anillados. Esto significa que los sistemas de potencia se han vuelto más complejos y difíciles de operar. Un requisito indispensable en cualquier sistema de potencia, es que éste, debe de operar satisfactoriamente, aún cuando parte del sistema sea sometido a un disturbio; para lograrlo es necesario emplear mecanismos eficaces, que garanticen la protección adecuada de los elementos del sistema de transmisión, así como el costo del equipo protegido, por lo tanto en caso de presentarse una falla, estas deben ser liberadas de la manera más rápida posible; ya que una falla de larga duración, además de ser peligrosa para los equipos y el personal, representa un gran costo para el país, estas razones requieren que la liberación rápida de fallas sea indispensable. 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 las mostradas en el epígrafe anterior. Por estas razones se han desarrollado equipos como los relevadores los cuales cumplen una exitosa labor. Estos relevadores cuentan con características muy importantes que se verán posteriormente, además se han desarrollado de manera tal que tienen la capacidad de.

(19) comunicarse con otros equipos, así como el almacenamiento de información para el análisis del comportamiento del sistema. El uso de estos equipos garantiza la continuidad en el suministro de energía eléctrica para la satisfacción de los usuarios. Como se explicaba al inicio del capítulo, actualmente se emplean relevadores microprocesados para la protección de sistemas eléctricos, éstos relevadores ofrecen una gran cantidad de ventajas sobre los relevadores electromecánicos, entre las que destaca su velocidad de operación para liberar fallas, el poder ser ajustados remotamente mediante una computadora y un canal de comunicación. . 1.3.3 Esquemas de Protecciones en Líneas de Transmisión[2] [3] El esquema de protección de un sistema de transmisión está formado por la protección primaria y las protecciones de respaldo. La protección primaria debe ser instantánea y es la que trata de aislar la mínima sección de la red ante la falla; por su parte, las protecciones de respaldo son de acción retardada, es decir, debe operar sólo si falla la protección primaria, en epígrafes posteriores se tomará mucho más de cerca lo explicado anteriormente. La protección de las líneas de transmisión está considerada como una de las más complejas aplicaciones que tiene la protección eléctrica. Esto se debe al gran volumen de información y factores que influyen para los ajustes de los relevadores. La variedad de configuraciones que pueden existir en la topología de la red y los niveles de tensión de los sistemas, influyen en la determinación del esquema de protección. Los esquemas de protección que se emplean en las líneas de transmisión pueden ser: la protección de sobrecorriente direccional (67F/67N), la protección de distancia (21F/21N), la protección hilo piloto (85L), la protección diferencial del línea (87L) y la protección híbrida (21 y onda superpuesta). El esquema de protección de distancia se emplea en muchos sistemas para proteger las líneas de transmisión de alta tensión, porque es el tipo de protección que mejor detecta las fallas que se presentan dentro de su zona de alcance. Así como la protección hilo piloto y actualmente para líneas cortas se emplea la protección diferencial de línea. Muchos factores se deben tener en cuenta en el momento de elegir el sistema de protección para una línea de trasmisión entre los mismos se pueden mencionar: Tipo de circuito: cable, línea aérea, una línea, líneas en paralelo, etc. Función e importancia de la línea: Qué efecto tiene la línea en la continuidad del servicio, tiempo que se requieren para despejar una falta, nivel de tensión. Otros requerimientos: compatibilidad con el equipamiento existente en las líneas y sistemas adyacentes..

(20) 1.3.4 Protecciones Principales y de Respaldo [4] Hay dos razones por la cual se deben instalar protecciones de respaldo en un sistema de potencia. La primera es para asegurar que en caso que la protección principal falle en despejar una avería, la protección de respaldo lo haga. La segunda es para proteger aquellas partes del sistema de potencia que la protección principal no protege, debido a la ubicación de sus transformadores. La necesidad de respaldo remoto, respaldo local o falla interruptor dependen de la consecuencia de una falla para el sistema de potencia. Respaldo remoto: Las protecciones de respaldo remoto se ubican en las estaciones adyacentes o remotas. Respaldo local y falla interruptor: El respaldo local está ubicado en la misma estación. El objetivo de las protecciones de respaldo es abrir todas las fuentes de alimentación a una falla no despejada en el sistema. Para realizar esto en forma eficiente las protecciones de respaldo deben: Reconocer la existencia de todas las fallas que ocurren dentro de su zona de protección. Detectar cualquier elemento en falla en la cadena de protecciones, incluyendo los interruptores. Iniciar el disparo de la mínima de cantidad de interruptores necesarios para eliminar la falla.. 1.4 Recierres Automáticos [5] Según el reporte escrito por la IEEE PSRC en 1984 el primer recierre fue aplicado en el año 1900 en redes radiales, predominantes en las líneas de distribución. Los recierres de alta velocidad (HSR) fueron usado por American Electric Power System (luego conocido como American Gas & Electric) en 1935. Estudios realizados para diseño de los pararrayos con el objetivo de minimizar los cierre de los disyuntores permitieron además determinar tiempos para la desionización del arco, aplicaciones rápidas de recierres sobre líneas provocaron desgastamientos en los materiales, por eso se vio obligado a realizar estudios de recierres que tomen en cuenta el tiempo de desionización del arco. El incremento en los costos de operación del sistema y la mejora en la confiabilidad de los interruptores controlados en forma automática, aceleraron el interés y el uso del recierre automático ante las primeras invocaciones de emergencia. La política particular de cada área y los requerimientos del sistema determinan la complejidad y.

(21) variedad de los esquemas de recierre automático que actualmente se encuentran en servicio. [2] Los recierres automáticos son la operación de cierre de un interruptor, luego de un retardo preestablecido que se realizara en forma automática después de la apertura del mismo ordenada por el sistema de protecciones asociado. El recierre automático en las líneas de transmisión, es una práctica muy utilizada en todo el mundo ya que mejora la confiabilidad del sistema eléctrico, esto se debe a que la mayor parte de las fallas en una línea aérea son transitorias y desaparecen luego de un tiempo, por lo tanto si se ajustan adecuadamente el tiempo entre apertura ordenada por las protecciones y el recierre automático del interruptor la falla habrá desaparecido y el servicio se mantendrá. 1.4.1 Recierre Automático en Líneas de Transmisión Este comprobado que la mayoría de los cortocircuitos en los Sistemas Eléctricos de Potencia se producen en las líneas aéreas o de distribución de energía y en consecuencia, el desarrollo de las protecciones de líneas es la que ha recibido una mayor atención en los últimos años. Una falla en una línea aérea entraña menores desperfectos y costes de reparación que una falla en cualquier otra parte del sistema, en cambio, es mayor la frecuencia en que se producen los cortocircuitos en líneas y muy grandes los efectos negativos que originan los cortes en el servicio, haciendo que las protecciones de líneas sean tan importantes. La función de recierre automático es muy importante para la continuidad del servicio de los SEP (Sistema Electroenergético de Potencia), ya sea alta tensión o media tensión. Las razones para usar un recierre automático, en cualquier tipo de aplicación que se refiere a la Distribución y Transmisión son:[5] 1. Minimizar la existencia de interrupciones del cliente. 2. El mantenimiento de la estabilidad de sistema y la sincronización (disparos rápidos/recierres automáticos), en las líneas de transmisión. 3. Restauración de la capacidad de sistema y la confiabilidad con el mínimo de apagones y menos gastos de los recursos humanos. 4. Restauración de las interconexiones de sistema críticos. 5. Restauración del servicio para cargas críticas 6. La reducción de la duración de falla, da como resultado menos daños provocados por las fallas y menos fallas permanentes. 7. El uso de disparos rápidos y recierres automáticos de alta velocidad, para prevenir los apagones permanentes, no son muy recomendables ya que no se eliminan las fallas por completo..

(22) 8. El uso de disparos y recierres automáticos retrasados, permite que el tiempo retrasado elimine las fallas por completo. 9. Habilitar subestaciones desatendidas Debido a la transitoriedad de las fallas, las líneas pueden ser restablecidas y puestas en servicio automáticamente. Las fallas en líneas de transmisión son generalmente causadas por fenómenos tales como: incendios de maleza, quema de sembradíos, excremento de aves sobre los aisladores, relámpagos y contaminación. Son menos frecuentes las fallas causadas por daños mecánicos de las líneas, como son ruptura de conductor, conectores, aislamiento, etc.[2] Los recierres o reenganches automáticos debido a su importancia se comportan como eslabón fundamental en la extinción de cortocircuitos, según la experiencia, aproximadamente el 85 % de los cortocircuitos con arco eléctrico en las líneas aéreas se extinguen automáticamente después de la desconexión por parte de la protección. La línea puede ser conectada nuevamente. Esta función de reenganche se realiza con el autoreenganche. Si el cortocircuito perdura después del arranque (el arco no ha sido extinguido), el relé de protección desconecta definitivamente. En algunas redes se efectúan también diversos intentos de reenganche.[4] Los tipos principales en que se pueden subdividirse los dispositivos de recierre automático son los siguientes: [16] a) Trifásico (tripolar) y monofásico (monopolar). b) Simple (de un recierre) y múltiple (de varios recierres) c) De alta velocidad (menos de 0.5 s) y con retardo de tiempo. d) Con y sin control de voltaje en el elemento a reconectar. e) Con sincronización y asincrónico. Se conoce como EFICIENCIA del recierre automático la relación entre el número de recierres exitosos y el número total de recierre. La EFECTIVIDAD del recierre es la relación entre el costo del daño que evita anualmente y el de su instalación y mantenimiento. El TIEMPO DE OPERACIÓN del dispositivo de recierre automático es el comprendido entre el momento del arranque del dispositivo y el de la emisión de la señal de recierre. El tiempo de operación del recierre automático incluye a su vez el tiempo del dispositivo más el tiempo de cierre del interruptor. Se denomina INTERVALO SIN POTENCIA o sin corriente al comprendido entre el momento de la extinción del arco por el interruptor y el momento en que se restablece la corriente por el circuito. En líneas aéreas los valores mínimos admisibles de intervalos sin potencia, que permiten la desionización de la zona del arco del fallo son: 0.15 a 0.2s para 110 kV y de 0.35 a 0.4 s para 500 kV. Para estos tiempos el recierre es exitoso en más del 50%.

(23) de los casos, y para tiempos mayores la eficiencia es más alta. En realidad los interruptores más difundidos tienen tiempos de cierre de 0.5 a 1.2 s, y los tiempos de los dispositivos de recierre automático son de 0.3 a 0.5 s. Se ha demostrado además, que con estos tiempos de recierre se pueden despreciar las contribuciones de los motores al sostenimiento del arco. El número de recierres depende de la probabilidad existente de que el cortocircuito transitorio no se elimine en el primer recierre, así como de las características técnicas del interruptor. En cuanto al primer aspecto, el recierre múltiple se justifica solo en líneas, incluso en otros equipos puede ser perjudicial. Las estadísticas de varios países reflejan los siguientes valores porcentuales de operaciones efectivas del recierre en líneas aéreas: Primer recierre: 60 a 75%. Segundo recierre: 10 a 15%. Tercer recierre: 1.5 a 3%. De acuerdo a estas cifras se utilizan mucho 2 ó 3 recierres. El recierre múltiple le impone a los interruptores una operación severa y reduce los períodos de mantenimiento. El interruptor debe tener, además, capacidad para admitir el recierre múltiple contra un cortocircuito. En el caso de los interruptores de aire, el suministro de aire comprimido debe ser suficiente para la operación múltiple, y tiempo de recierre debe ser tal que admita el restablecimiento de la presión de aire. En interruptores en aceite el tiempo de recierre debe permitir que se restablezca su mecanismo de cierre después del disparo. De todo lo anterior se deduce que los tiempos de los equipos de recierre múltiple deben estar en los intervalos siguientes: Primer recierre: 0.3 a 2 s Segundo recierre: 10 a 15 s. Tercer recierre: 1 a 5 min. 1.4.2 Recierre Tripolar [6] El recierre automático tripolar es aquel en el cual se abren simultáneamente los tres polos de sus respectivas fases de la línea de transmisión, después del aparecimiento de una falla, independientemente del tipo u origen de esta, las fases se cierran luego de un tiempo determinado, dada la apertura del interruptor aislando así la avería. Cuando se tiene una sola línea de transmisión que une dos sistemas de generación como es el caso de estudio que posteriormente se abordada, al producirse una falla, las tres fases actúan en el proceso de apertura y cierre del disyuntor, donde los generadores de cada grupo empiezan a apartarse, en cuanto a fase, uno con respecto.

(24) al otro, en vista de que no puede haber ningún intercambio en la potencia de sincronización. En este tipo de recierre el interruptor abre sus tres polos simultáneamente y en el momento de cerrarlos lo realiza sin verificar tensión de sincronismo, por esta razón no es recomendable su utilización cerca de centrales de generación, ya que el generador en el momento del recierre podría encontrarse fuera de sincronismo con el sistema, ocurriendo así malos beneficios de reenganche. Es de mucha importancia la explicación de que el tiempo en que la línea queda desconectada en el lugar de descarga, existe una zona de gas altamente ionizado que va disminuyendo hasta desaparecer, si se aplica voltaje antes de que desaparezca la nube gaseosa, el recierre será no exitoso ya que la nube se convierte en un canal de descarga.[2] Por ese motivo el tiempo muerto de recierre tendrá que tener en cuenta la característica del tiempo de extinción de arco, dicho tiempo para la apertura trifásica se debe a los siguientes factores. Condiciones climáticas (viento y temperatura). Configuración del lugar de descarga. Voltaje de restablecimiento, modulo y velocidad de crecimiento. Un estudio en las líneas de alta tensión en Estados Unidos, donde se utiliza la mayor parte recierres tripolares, recomienda que el tiempo muerto empleado sea del orden de 400 ms, el cual garantiza que la desionización del arco se encuentra completamente extinguida. En la práctica la aplicación del recierre tripolar es realizada sin restricciones salvo aquellas condiciones inherentes a problemas de estabilidad, estudios que utilizan recierres ultrarrápidos, se ha llegado a demostrar que producen contratiempos en los ejes de grandes generadores de turbinas de vapor, estos contratiempos producidos son vibraciones torsionales que fatigan los ejes del conjunto del generador-turbina. Este tipo de recierre automático no se presenta en sistemas muy mallados o con varias líneas en paralelo, ya que pueden presentarse problemas de estabilidad.[5] 1.4 3 Recierre Monopolar [7] Por estadísticas en líneas de tensiones de 110 a 400 kV, se puede observar que el 85 al 95% de las fallas ocurridas, se involucra sólo una fase. Si las condiciones de la red lo permiten, la continuidad y la transmisión de potencia pueden mantenerse desconectando sólo la fase fallada en ambos extremos, durante un tiempo determinado (tiempo muerto del recierre). Por estas razones, se pensó en el uso del disparo-recierre monopolar. En la actualidad, esta aplicación es altamente utilizada en.

(25) líneas de enlace entre diferentes centros de generación y también en líneas que alimentan cargas radiales con o sin generación local.[2] Vamos a referirnos a los equipos de protección que van a estar asociados a interruptores unipolares con bobinas de disparo y de conexión independientes por cada polo o fase del interruptor y que van a permitir el disparo y reenganche monofásicos, solamente para aquella fase o fases donde se ha producido la falla. Hasta ahora hemos considerado que los disparos eran tripolares, pero las estadísticas nos señalan que en las líneas de transporte, la gran mayoría de las faltas son monofásicas y de estas al menos un 95 % de fase a tierra. El disparo solamente de la fase en fallada, va a minimizar los efectos perniciosos de las fallas en la operación del sistema, aumentando el tiempo límite para la pérdida de la estabilidad y así, poder seguir transportando energía por las otras fases sanas. Los beneficios que se derivan del disparo monofásico son más apreciables en líneas de simple circuito e incluso en este caso el beneficio puede no ser grande, si la generación en los extremos de la línea es pequeña comparada con la de una derivación intermedia de gran aporte de energía. Los métodos de cálculo para la evaluación cuantitativa de las magnitudes eléctricas en los esquemas de disparo y reenganche monofásicos, son los mismos que para los sistemas trifásicos. Únicamente, será preciso utilizar la reactancia de transferencia apropiada para cada tipo de falla considerada. Después que los interruptores de un terminal de línea hayan abierto uno ó dos polos, habrá que utilizar las componentes simétricas para representar correctamente el caso de la apertura de uno ó dos conductores. En un sistema trifásico la apertura de un conductor, se representará por un esquema donde figuran insertados el paralelo de las reactancias de la componente inversa y homopolar y estas estén en serie con la red de componente directa. La apertura de dos conductores se representará por un esquema donde están insertados en serie con la red de componente directa, la serie de las componentes inversa y homopolar. Los esquemas de disparo y reenganche monofásicos son más complejos y económicamente más costosos que los esquemas tripolares convencionales, debido a que requieren equipos adicionales de protección para poder detectar individualmente y seleccionar las fallas en cada una de las fases. En estas aplicaciones las protecciones principales y las de apoyo, generalmente son muy similares. Los dispositivos ó relés de reenganche son también diferentes a los utilizados en los reenganches trifásicos. Se suele preferir que los tiempos muertos sean también diferentes para las fallas de fase a tierra que para las fallas polifásicas, pudiendo incrementar los tiempos muertos en los primeros hasta en un 50 % debido a la capacitancia de acoplamiento mutuo con.

(26) los conductores adyacentes que permanecen en servicio. En esquemas tradicionales se disponían manetas selectoras para seleccionar el modo de reenganche. En la actualidad, en esquemas avanzados con funciones de reenganche de tipo digital, se pueden utilizar esquemas de reenganche adaptativos, donde la lógica del relé de protección de línea está interrelacionada con el reenganchador, para demorar según el tipo de reenganche que se trate para bloquearlo, incluso anularlo y con la posibilidad de incorporar otras lógicas afines con la problemática del reenganche. Existen estudios que demuestran que los reenganches extremadamente rápidos tienen poca importancia en fallas de fase a tierra, despejadas por disparo monofásico. El reenganche con comprobación de sincronismo se combina a menudo, con los relés de reenganche monofásicos para ser utilizados en operaciones de disparos trifásicos. Desde un punto de vista más resumido en la mayoría de los casos las fallas ocurren solo en una de las tres fases, por esto es suficiente abrir únicamente la fase en la que ocurrió la falla, si esto se realiza en un tema paralelo débil las otras dos mantienen el sincronismo; el sistema de protección conformado por el relé, el circuito de disparo y los interruptores deben estar en la capacidad de seleccionar la fase en la cual ocurrió la falla, razón por la cual son más complejos que los demás.[8] Resumiendo se recomienda la utilización del disparo y reenganche monofásicos, si redunda en un beneficio en la estabilidad transitoria del sistema. 1.4.4 Importancia de los Recierres [6] En un sistema eléctrico de potencia en su operación debe existir criterios de seguridad, confiabilidad y economía, por esta razón los recierres deben asegurar el suministro confiable de energía, sin generar conflictos en los equipos y aun peor desestabilizar el sistema. Las razones para implementar los recierres automáticos tanto en transmisión como en distribución son las siguientes: Su gran importancia radica en garantizar al cliente la continuidad de servicio. Mantiene la estabilidad del sistema. Restauración del sistema cuando se tiene cargas criticas. Alto índice de confiabilidad del sistema. Recuperación del sistema a sus condiciones normales de operación. Eliminación de las fallas por completo, gracias al recierre con tiempo de retraso. Restauración del servicio en interconexiones. Habilitación de subestaciones que no pueden ser atendidas todo el tiempo. Reducción de la duración de la falla, que puede precautelar la vida útil de los equipos..

(27) Reducción de los efectos a causa de fallas permanentes. 1.4.5 Desionización del Arco [6] La característica de desionización influye en los tiempos muertos de los recierres. Para determinar el tiempo eléctrico muerto del disyuntor de línea utilizado en un esquema de auto restablecimiento de alta velocidad, es esencial conocer el intervalo de tiempo durante el cual debe mantenerse desenergizada la línea para permitir la desionización completa del arco y asegurarse de que no volverá a formarse cuando se vuelva a conectar la línea al sistema. En los análisis que se han realizado en pruebas de laboratorio se ha determinado una ecuación para determinar el tiempo de desionización del arco. t = 10.5 + Donde VL es el voltaje de línea en kV.[9] El tiempo de desionización del arco depende de una serie de factores tales como: El voltaje del circuito. La separación de los conductores Longitud del entrehierro. La corriente de falla Duración de la falla Velocidad del viento, etc. De todos estos factores mencionados el voltaje de línea es el más importante, cuya influencia en el tiempo de desionización de arco es determinante. A continuación se muestra tiempos típicos de arco primario:. Tabla 1. Tiempos típicos de desionización del arco primario según el nivel de tensión del sistema..

(28) 1.4.6 Ventajas de la aplicación del Disparo y Recierre Monopolar [2] De acuerdo con lo analizado en los epígrafes anteriores el recierre monopolar es el método de reenganche con el cual los parámetros eléctricos mantienen más la estabilidad del sistema, por eso se expone aquí una síntesis de algunas ventajas del mismo. Estabilidad del sistema. Es bien conocido que si la impedancia de transferencia entre dos sistemas de generación es mantenida con valores bajos, la estabilidad sincrónica de los mismos, se mejora. Lo anterior se logra manteniendo en dos fases la transmisión de potencia durante el tiempo muerto del recierre, cuando ocurren fallas de una sola fase a tierra. Así mismo, se ve incrementada la capacidad de transmisión a un costo mínimo. Esta ventaja es la que en un inicio le dio origen a la aplicación de DRM (Disparo y Recierre Monopolar), en líneas de transmisión. Estabilidad de carga. Es importante mantener la estabilidad del flujo de carga que alimenta el sistema durante fallas en las líneas. La aplicación del DRM contribuye a mejorar este aspecto. Es obvio que cargas alimentadas por motores sincrónicos se mantienen al mantenerse la impedancia de transferencia con valores bajos, sucede lo mismo que para generadores sincrónicos, sin embargo los motores sincrónicos tienden a presentar mayores problemas de estabilidad, comparados con los generadores sincrónicos. El comportamiento de los motores de inducción con respecto a la estabilidad de carga, es mejorado con la aplicación del esquema de DRM, al mantenerse la tensión de secuencia positiva en las terminales del motor con valores bastante aceptables, el par en los motores de inducción es proporcional al cuadrado de la tensión de secuencia positiva aplicado a sus terminales. Existe par de reserva, causado por las tensiones de secuencia negativa, pero es despreciable. Las aplicaciones correctas de autorecierre monopolar, pueden asegurar que una tensión de secuencia positiva será mantenida al máximo durante el tiempo muerto del recierre y así mantener el par del motor. Comparado con el disparo-recierre tripolar, se observa una gran ventaja, puesto que en este cada operación significa una interrupción total. 1.4.7 Desventajas de la aplicación del Disparo y Recierre Monopolar[2] [10] Como método al fin este reenganche posee también algunas desventajas las cuales se exponen a continuación. a) Costo y esquemas más complejos Se requiere esquemas de protección que seleccionen la fase fallada y que contengan salidas de disparo por fase, los recierres necesitan algunas compuertas que lo bloqueen en casos de fallas evolutivas. El costo de los relevadores utilizados se.

(29) incrementa en algunas ocasiones en un 20% comparada con los esquemas de recierre convencional. b) Interruptores de potencia. Es esencial contar con un interruptor en cada extremo de la línea protegida y debe tener capacidad de disparar monopolarmente, mediante bobinas de disparo independientes para cada polo. c) Corrientes de secuencia negativa. La apertura de una fase en un circuito trifásico trae como resultado un incremento en las corrientes de secuencia cero y de secuencia negativa durante el tiempo muerto. La secuencia negativa puede causar calentamiento adicional en las maquinas rotativas. Normalmente los tiempos de ajuste de tiempo muerto no rebasan los dos segundos. Así que el calentamiento adicional que se presenta en el sistema no es de significancia. d) Corrientes de secuencia cero. La componente de secuencia cero, puede causar interferencia de líneas telefónicas, de cualquier manera este componente es mucho mayor cuando se alimenta la falla, las corrientes de secuencia cero disminuyen considerablemente durante el tiempo muerto del recierre. e) Problemas en los esquemas de protección utilizados para el disparo-recierre monopolar. . Selección de Fases. En la protección de distancia uno de los compromisos más importantes es la selección correcta de la fase fallada. Normalmente estos problemas se presentan para zona 3 que emplean características tipo Mho y con desfasamiento, o en relevadores de impedancia con alcance bastante amplio para proveer un respaldo adecuado para fallas remotas. En ciertas aplicaciones de líneas radiales, donde el extremo receptor tiene una fuente de corriente de secuencia cero limitadas, se ha mejorado la selección de fases utilizando relevadores de tensión monitoreados con corriente residual, esta aplicación ha sido exitosa para terminales con aportación débil..  Relevadores de sobrecorriente de respaldo. Durante el tiempo muerto, en el cual la línea de transmisión está operando con una fase abierta, existe circulación de corriente de secuencia cero en el Sistema, y en la línea afectada, los relevadores de respaldo localizados en los puntos de detección de corriente de secuencia cero operarán incorrectamente, cuando el tiempo ajustado de tiempo muerto excede al tiempo de operación de la característica. tiempo-corriente. de. los. relevadores. de. sobrecorriente,.

(30) normalmente se considera que en las condiciones de tiempo muerto puede circular por el circuito residual equivalente a tres veces la corriente de carga nominal, por lo tanto, debe tenerse cuidado para evitar este tipo de operaciones incorrectas.  Fallas con alta resistencia. Estas pueden ocurrir por varios motivos, tales como: fallas causadas por incendios de zacate, ramas de árbol pegándose a la línea, viento excesivo durante la presencia de la falla a tierra, etc. Como es conocido, que la resistencia de arco origina problemas a las unidades de medición de fase a tierra. Estos problemas pueden ser disminuidos utilizando por ejemplo, relevadores con características cuadrilaterales.  Protección de discrepancia de polos. Los interruptores con mecanismos independientes por fase, normalmente tienen una protección de discrepancia de polos. Esto permite el disparo de los tres polos, si existe discrepancia entre los polos por un determinado tiempo. Por lo tanto, es importante considerar que el ajuste de tiempo de la protección de discrepancia de polos, exceda al ajuste de tiempo muerto definido para el recierre. 1.5 Análisis de Algunos Tipos de Relés [7] [11] En este epígrafe se hace referencia a algunos tipos de relés, los más importantes, que se ven relacionados de una forma u otra en este estudio investigativo y que influyen en la comprensión del mismo.. 1.5.1 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 acoplamiento. 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 segundo, realiza la comprobación de sincronismo y tiene su aplicación cuando se requiere una.

(31) 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 la frecuencia de ambas partes a sincronizar. Debemos 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 ó 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. 1.5.2 Relé de Reenganche En los epígrafes anteriores hemos dejado claro que la mayor parte de los cortocircuito, son producidos de fase a tierra y además, un gran porciento de ellas transitorias ó fugitivas. Este tipo de fallas se despejan casi en su totalidad al abrir los interruptores y no se reproducen al volver a energizar la línea. Ello ha conducido a la práctica de abrir lo antes posible la línea en el momento de producirse la falla, dando el tiempo necesario para desionizar las cámaras de ruptura del interruptor debidos al arco y reconectar el circuito, que en la mayoría de las veces se realiza con éxito. El reenganchador es el dispositivo que cumple esta función de forma automática, enviando la orden al dispositivo de cierre del interruptor y como hemos indicado anteriormente y casi siempre, después de recibir permiso del relé de comprobación de sincronismo. 1.5.3 Relé de Sobrecorriente Los relés de sobrecorriente son la forma más barata y simple de proteger una línea de trasmisión pero además es una protección que necesita ser reajustada cuando cambian las condiciones del sistema de potencia. Son utilizados de las siguientes formas: Instantáneo. Temporizado. Direccional (instantáneo y/o temporizado)..

(32) No pueden discriminar entre corriente de carga y corriente de falta; por lo cual solo se emplean cuando la corriente de falla es mayor a la corriente de carga. Las corrientes de cortocircuito en la línea dependen fuertemente de la impedancia de la fuente en el punto de medida, por lo tanto la zona de la línea protegida por un relé de sobrecorriente depende fuertemente de la configuración del sistema eléctrico. Generalmente son utilizados en líneas radiales, como se muestra en la Fig.1, y como fallas en estos circuitos no afectan la estabilidad del sistema, no son requeridos tiempos instantáneos de despeje de la misma.. Fig.1.1 Circuito radial En líneas de trasmisión donde hay alimentación desde ambos extremos, se utilizan relés de sobrecorriente direccional con o sin esquemas de teleprotección. 1.6 Estabilidad en frecuencia La estabilidad en frecuencia es la habilidad de un sistema eléctrico de potencia, de restablecer la frecuencia luego de una perturbación severa de desbalance entre generación y carga. Depende de la habilidad de mantener o restablecer el balance entre generación y carga, con mínima pérdida de carga. La pérdida de carga es un hecho indeseado pero en muchos casos necesario e inevitable a la hora de preservar el resto del sistema eléctrico. Este tipo de situaciones puede llevar a la separación del sistema en islas (subsistemas independientes) que deben lograr cada una un estado de equilibrio estable con mínima pérdida de carga, equilibrio que queda evidenciado por el comportamiento de la frecuencia promedio de cada isla. Generalmente los problemas de estabilidad en frecuencia están asociados a insuficiente respuesta de los equipos, coordinación insuficiente entre controles y protecciones o insuficiente reserva de generación.[4].

(33) CAPÍTULO 2 COMPORTAMIENTO DE LA RED ELÉCTRICA EN EL NODO LA MOZA 2.1 Introducción En el presente capítulo se lleva a cabo un detallado análisis del comportamiento de la red eléctrica de la zona de La Moza, así como las conductas críticas de algunas protecciones. Para la realización de este estudio se utilizó el software simulador PSX[16], siendo posible actualizar los parámetros de la red y la simulación de cortocircuitos, en la Fig. 2.1 se muestra brevemente como quedó construida la red estudiada en el PSX.. Fig. 2.1. Monolineal de la red eléctrica de La Moza.. Con el fin de dar cumplimiento a los objetivos que para este acápite fueron propuestos, es imprescindible el estudio de la red de subtransmisión de 34.5 kV asociada a la red de La Moza, dado por la necesidad de analizar de forma amplia las diferentes variantes de operación a las que se expone las protecciones de la subestación en cuestión. 2.2 Subestación La Moza La subestación La Moza es una de las instalaciones más importantes de su tipo con las que cuenta la provincia Villa Clara actualmente, ya que tiene una gran responsabilidad llevando el grueso de la carga que representa el nodo de la misma..

(34) Está conectada a la red nacional de 110 kV, alimentándose mediante los interruptores LM120 y LM130 (Fig. 2.2), posee dos transformadores de tres devanados de origen ruso (estrella aterrada-delta-estrella aterrada) T-1 y T-2 de 12MVA, 115 / 34,5 kV cada uno. Sus estaciones más cercanas son: la Subestación Santa Clara 110 kV, Subestación Gran Panel, además de tener enlace con la hidroeléctrica Hanabanilla. La red de 34.5 kV asociada a la misma es bastante amplia, ya que se enlaza con Cienfuegos mediante desconectivo. La subestación de La Moza posee interruptores totalizadores por el lado de 34,5 kV, los cuales son LM330 y LM335. También por 34.5 kV cuenta con un esquema de tres alimentadores de salida el 331, 332, 333. Un esquema monolineal simplificado se muestra en la siguiente figura:. Fig. 2.2. Monolineal de la subestación de La Moza.. 2.3 Condiciones Normales de Operación En condiciones normales de operación, los alimentadores de 34,5 kV asociados a la subestación L Moza 110 kV presentan las siguientes configuraciones: LINEA 331 (Fig. 2.3): brinda servicio a comunidades como La Piedra, Manicaragua y Mataguá, así como la fábrica estatal Cerámica Roja..

(35) Fig.2.3. Monolineal de la linea 331.. LINEA 332 (Fig. 2.4): limitado por el desconectivo 6048, brinda servicio a comunidades y sectores como Hoyo, La Campana, Barajagua, El Tablón y Paso Bonito. LINEA 333 (Fig. 2.4): limitado por los desconectivos 6048 y 1044, brinda servicio a la fábrica de Quesos, Pasteurizadora y Fábrica de Helados, Empresa el Tablón y Cumanayagua. Bajo condición de emergencia: Por el alimentador 333 a través del 1294 se conecta a Cemento, Arimao y la Terraza.. Fig. 2.4. Monolineal de las líneas 332 y 333. Toda esta información fue obtenida por medio de la O.B.E de Villa Clara [12] y comprobada con los especialistas de regímenes. En la configuración normal del sistema se corrió el PSX para dos escenarios distintos..

(36)  SISTEMA: incluye las maquinas de la hidroeléctrica y una máquina equivalente representando al sistema por 110 kV.  SISTEMA y GENERACIÓN DISTRIBUIDA. 2.4 Actualización de los niveles de cortocircuito en las barras que atiende la subestación La Moza Para el análisis posterior de los ajustes de las protecciones de la Subestación se hace necesario conocer los niveles actuales de cortocircuito en sus diferentes tipos, además es importante conocer los valores de corriente de falla que circularían por sus alimentadores ante la ocurrencia de algún tipo de avería. Primero se analizará el estado actual de las protecciones de los alimentadores, por lo que se hace necesario simular utilizando el programa PSX los siguientes tipos de avería.  Cortocircuito bifásico por alta (34.5 kV) en los puntos más alejados eléctricamente al relé a analizar.  Cortocircuito bifásico y monofásico a tierra por alta en los puntos más alejados eléctricamente al relé (Se toma el menor de los dos).  Cortocircuito bifásico y monofásico a tierra por alta en los puntos más cercanos eléctricamente al relé (Se toma el mayor de los dos).  Cortocircuito trifásico por alta de los transformadores para poder conocer los máximos valores de corriente de falla.  Cortocircuito trifásico por baja de los transformadores de subestación para determinar los puntos eléctricos más cercanos. Con los resultados de las simulaciones se podrá concluir sobre el estado actual de los ajustes de las protecciones tanto de fase como de tierra. Por ejemplo; se toma el cortocircuito bifásico para la sensibilidad del sobrecorriente tiempo inverso de fase. El mayor cortocircuito trifásico en el lado de baja de los transformadores de distribución primaria permite conocer el punto eléctricamente más cercano y así comprobar si la protección instantánea de fase está correctamente ajustada etc. En la tabla 2.1 se muestra los valores de los niveles de cortocircuito en los diferentes escenarios en la barra de 34,5 kV en condiciones de máxima. Se puede notar las variaciones que existen cuando se introduce la GD.. Barra. MVA 3f. MVA 2f-T. MVA 2f. MVA 1f. Moza. 176.29. 155.89. 153.26. 73.64. Tabla 2.1Valores de cortocircuito solamente con el Sistema..

(37) Barra. MVA 3f. MVA 2f-T. MVA 2f. MVA 1f. Moza. 191.29. 168.72. 167.34. 76.07. Tabla 2.2 Valores de cortocircuitos en presencia del Sistema más la GD. 2.5 Actualización de la línea Santa Clara – La Moza El análisis de esta investigación viene centrado a las diferentes aperturas por averías ocasionadas en la línea La Moza-Santa Clara. Los datos de esta línea fueron adquiridos del Despacho Territorial de Carga de Villa Clara. La línea estudiada cuenta con una gran responsabilidad ya que conecta dos zonas importantes del sistema. Esta línea cuenta con un mecanismo automático de recierre trifásico, el cual provee la separación del Sistema Electroenergético Nacional, la generación de la Hidroeléctrica Hanabanilla, con las afectaciones que trae esta avería. Esto trae muchas dificultades como consecuencia para los despachadores para restablecer el Sistema. El enfoque principal de este análisis viene dirigido al porque el reenganche de la línea estudiada no se realiza exitosamente, buscando la demostración de este hecho, las principales causas o motivos y proponer algunas vías o propuestas para la solución de esta problemática. La Fig. 2.5 representa el monolineal correspondiente a la zona principal de la cual se lleva a cabo este reenganche no exitoso.. Fig. 2.5 Monolineal representante de la línea La Moza – Sta. Clara110.. Todo el proceso se ejecuta como se muestra a continuación: Al ocurrir una avería en la línea correspondiente a La Moza-Santa Clara mostrada en la figura 2.5, los interruptores en las cabezas de Santa Clara INT9315 y en La Moza LM130 realizan como está previsto la apertura tripolar, luego de este proceso y en un tiempo muy breve comienza el procedimiento de reenganche de la línea, el cual está previsto que se realice de la siguiente manera:.