Introduction

Estas funciones son ajustadas de manera similar para todos los relés por lo que no se detallaron anteriormente. No se le propone ninguna de estas funciones al enlace de barra. 3.8.1 Sobrecorriente de secuencia negativa

Se consideró para todos los relevadores un cortocircuito mínimo en la sección protegida de falla remota y se calculó el valor de arraque de la función como:

Iap sec neg = 0,8 I2 (3.10) T sec neg = 3.8 s para lograr la coordinación adecuada.

La tabla 3.23 muestra los resultados para todos los relevadores analizados. Se tuvieron en cuenta todas las variantes posibles y se escogió la menor, por ejemplo en SG101 donde el respaldo está constituido por las cinco líneas de salida de CLARAN110.

Tabla 3.23. Ajuste de la función sobrecorriente de secuencia negativa. Relevador Punto de cortocircuito Tipo de cortocircuito Ajuste (A) CA101 STDOM110 2T 12,8 SG102 CLARAN110 1 237

SG101 con Héctor Rodríguez CLARAN110 2T 8,8

SG101 sin Héctor Rodríguez STDOM110 2T 12,8

HR101 STDOM110 2T 47,2

8430 con Héctor Rodríguez SG101 2T 321,6

8430 sin Héctor Rodríguez SAGUA 34,5 2T 181

8330 SG110 sin Héctor

Rodríguez

2T 261

HR102 SAGUA 34,5 2T 170

CA102 CLARAV110 sin

Héctor Rodríguez

3.8.2 Conductor roto

Teniendo en cuenta la relación Ι2/Ι1 para una falla remota en todos los relevadores y con un ajuste de tiempo de 5 s en todos los casos, se obtuvieron los resultados de la tabla 3.24. Tabla 3.24. Ajuste de la función conductor roto.

Relevador Punto de cortocircuito Tipo de cortocircuito Ajuste (A) CA101 PLACETAS 2T 0,39 SG102 CLARAV110 2T 0,4

SG101 con Héctor Rodríguez CLARAN110 2T 0,23

SG101 sin Héctor Rodríguez STDOM110 2T 0,4

HR101 CLARAV110 2T 0,4

8430 con Héctor Rodríguez SG101 2T 0,42

8430 sin Héctor Rodríguez SAGUA 34,5 2T 0,35

8330 SG110 sin Héctor

Rodríguez

2T 0,51

HR102 SAGUA 34,5 2T 0,36

CA102 CLARAV110 sin

Héctor Rodríguez

2T 0,24

3.8.3 Sobre y bajo voltaje

El voltaje se ajusta en dos etapas, una de alarma que tiene una característica IMDT y la de disparo que es instantánea. Se tomó 110 kV de Vop. Las tablas 3.25 y 3.26 muestran los ajustes propuestos.

Tabla 3.25. Parámetros de ajuste de la función de protección contra sobrevoltaje. Estado del voltaje Señal de operación Tiempo de ejecución

+5% Vop = 115,5 kV Alarma 5 s

+10% Vop = 121 kV Disparo 2 s

Tabla 3.26 Parámetros de ajuste de la función de protección contra bajo voltaje. Estado del voltaje Señal de operación Tiempo de ejecución

-5% Vop = 104,5 kV Alarma 5 s

-10% Vop = 99 kV Disparo 2 s

3.8.4 Ajuste ∂F/∂T

Disparo a los 500 ms cuando las variaciones de la frecuencia en el tiempo es de 2.2 Hz/s. 3.8.5. Protección de fallo de interruptor

Los valores de las corrientes de ajustes son a partir de la corriente de carga de cada uno de los relevadores ajustados.

Iap fallo int = 0,2 Icarga (3.11) En este caso no se tiene con exactitud la corriente de carga de cada una de las líneas, solo se

tiene la corriente máxima que soporta la línea por lo que no se muestran esos resultados. La tabla 3.27 muestra los resultados de la temporización de esta función de acuerdo a lo recomendado en el catálogo del fabricante [Areva, 2010].

Tabla 3.27. Ajustes de temporización de fallo Interruptor. Mecanismo de reinicialización fallo interruptor Temporización tBF Temporización típica para un interruptor de 2 ciclos Inicializando elemento de reinicio

Tiempo de interrupción INT+ tiempo reinicio elemento (máx.) +error en tBF tempo + margen seguridad

50+50+10+50=160 ms

INT. abierto Tiempo de apertura/cierre

contactos auxiliares Interruptor (máx.) + error en el temporizador tBF + margen de seguridad 50+10+50 = 110 ms Elemento de mínima corriente

Tiempo interrupción INT+ elemento mín. corriente (máx.) + tiempo funcionamiento + margen seguridad

3.9 Conclusiones del capítulo

Se realizaron los ajustes de varias funciones de los relevadores propuestos, teniendo en cuenta siempre la condición más crítica para cada uno de los casos, ya que se forman lazos de operación complejos.

Además se le dio redundancia a las funciones de sobrecorriente pues siempre que se pudo se pusieron tres umbrales, un instantáneo, un tiempo definido y un tiempo inverso.

Se puede notar que para muchos ajustes de sobrecorriente no hubo sensibilidad. Esto se propone resolver con la función 51V, sobrecorriente controlado por voltaje

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

 La introducción de la generación distribuida en la región Santa Clara – Calabazar – Sagua ha convertido la misma en una red compleja desde el punto de vista operativo y de protecciones.

 Es preciso ubicar protecciones con mayores prestaciones como las distancia producto de que ya las líneas dejan de ser radiales.

 Para todos los casos se ubicaron protecciones de distancia y sobrecorriente P143 y P442 donde se les ajustaron un grupo de funciones tratando de explotar todo lo posible las potencialidades de estos relevadores digitales modernos.

 Existieron muchos problemas de sensibilidad tanto en las funciones de distancias como en los sobrecorrientes, debido a la longitud de algunas de las líneas de respaldo y a la distribución de las contribuciones.

 No en todos los casos se pudo utilizar la función de sobrecorriente tiempo inverso, dada la configuración de la red eléctrica que hace que por el relevador pase una pequeña corriente de cortocircuito mientras que sus valores de arranque son elevados, por lo que no se pudo ajustar el dial de tiempo.

RECOMENDACIONES

 Utilizar la función de sobrecorriente controlada por voltaje 51V que tienen los relevadores P143 en todos los relevadores donde no existió sensibilidad.

 Conocer los estados de carga de la red para poder ajustar la corriente de arranque de fallo de interruptor.

 Realizar un estudio general de las protecciones de la red de Villa Clara para poder bajar un poco los tiempos de operación de algunas protecciones como son las de Santa Clara 110 nueva, que aunque tienen relevadores modernos de la marca Siemens se considera que en muchos casos sus ajustes no están acorde a lo que necesita la red actualmente.