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SOBRETENSIONES POR RESTAURACIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO CUBANO

Yadira Álvarez del Sol 1, Olga Susana Suárez Hernández 2, Washington Castillo Jurado

1 Unión Nacional Eléctrica (UNE), La Habana, Cuba, yadira@dnc.une.cu, (+53)7877 5031, 2Centro de Investigaciones y Pruebas Electroenergéticas (CIPEL), (+53)72663002, La Habana, Cuba, susana@electrica.cujae.edu.cu, 3Universidad Técnica de Manabí (UTM), Manabí , Ecuador, wjcastillo@utm.edu.co

RESUMEN. En el presente trabajo se realiza un análisis del periodo transitorio que tienen lugar en las primeras etapas de restauración de la parte occidental del sistema eléctrico cubano después de un colapso eléctrico. Durante el proceso de restauración las ondas originadas por la conmutación o sobretensiones pueden desestabilizar el sistema causando daño en el equipamiento. Por esta razón se realiza un estudio inicial mediante el cálculo de las sobretensiones por energización de cada una las líneas de transmisión de 220 kV de la zona afectada considerando uno de los peores escenarios dado, por la utilización de la secuencia de cierre y el estado de demanda que provocan los valores mayores de sobretensiones. Los valores obtenidos se comparan con la tensión soportada a impulso tipo maniobra del equipamiento utilizado en el sistema eléctrico mediante el cálculo de un margen de protección. Los resultados validan que la restauración secuencial con interruptores controlados no provoca daños del aislamiento de los equipos.

Palabras Claves- Colapso, restauración, operación de conmutación, ondas, análisis transitorio.

1. INTRODUCCIÓN

Una contingencia en un sistema eléctrico de potencia (SEP) puede provocar una serie de sucesos en cascada que lo conlleven a colapsar parcial o totalmente desde el punto de vista eléctrico; la literatura reporta numerosos casos de colapsos en varios países. En los últimos años han ocurrido dos apagones significativos producto de colapsos parciales en el sistema eléctrico cubano. El primero ocurre en noviembre del 2011, en horario de demanda media.

El 9 de septiembre del año 2012, en el horario de máxima demanda, se origina, por inestabilidad de tensión, el segundo colapso.

De acuerdo con estas experiencias comienzan a desarrollarse planes de restauración que tienen como objetivo, dada la ocurrencia de un colapso, reducir al mínimo posible el tiempo de restablecimiento del sistema de potencia, considerando como prioridades la integridad de las personas, la conservación de los equipos y la continuidad del servicio. Los planes de restauración comprenden estudios en varias áreas especializadas como los relacionados con los flujos de potencia, la estabilidad dinámica y los transitorios por maniobra. El desarrollo de este trabajo se enmarca en los dos últimos aspectos para lo cual se determinan los valores de las sobretensiones que ocurren en las primeras etapas de la restauración al comenzar el restablecimiento del sistema con la energización de las líneas de transmisión 220 kV adoptando, si es necesario, las medidas de protección necesarias para que no exista daño del equipamiento y nuevas fallas en el sistema.

Para un suceso de colapso predeterminado, en el trabajo se estudian aspectos relacionados con el análisis de las transitorios por maniobra de energización de las líneas de transmisión de 220 kV evaluando un grupo de aspectos como son la influencia de la secuencia de cierre y el estado de la demanda en el valor de las sobretensiones, la obtención de los valores máximos de las mismas mediante procedimientos estadísticos y de las tensiones U2% (se excede solo en el 2% de las veces), así como la utilización de la carga como elemento amortiguador de las sobretensiones en la restauración. Se analiza, además, la necesidad de utilizar o no medios de control de las sobretensiones por energización.

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2. CARACTERISTICAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN EN CONDICIONES DE OPERACIÓN NORMAL Y EN ESTADO DE COLAPSO DE LA ZONA AFECTADA

El Sistema Electroenergético Nacional (SEN) está compuesto por varios tipos de centrales de generación. La mayor capacidad de generación del país es garantizada por las plantas termoeléctricas (CTE) y los emplazamientos de generación distribuida incorporadas al sistema en los últimos años. En su estructura el sistema cuenta, además, con plantas hidroeléctricas, turbinas de gas y plantas de ciclos combinados para una potencia instalada total de 5577,82 MW.

La transmisión de la energía eléctrica se realiza a través de líneas aéreas de tensiones de 220 kV y 110 kV. Debido a las características geográficas de Cuba, de isla estrecha y alargada, el SEP posee características de los sistemas longitudinales, con líneas dobles que enlazan las subestaciones de 220 kV y alimentan las 143 subestaciones de 110/33 kV o 110/13 kV con una o dos líneas aéreas en este caso.

Con vistas a simplificar considerablemente cualquier análisis de operación, el SEP se divide en tres zonas (occidental, central y oriental), atendiendo, principalmente, a las características geográficas del país ya mencionadas. El caso que se analiza obedece a una de las condiciones más críticas posibles de colapso porque involucra uno de los nodos de generación más importantes del SEN, la CTE de mayor potencia instalada del sistema, con una unidad generadora de 317 MW. El colapso eléctrico que se prevé parte de una falla en la línea de 220 kV Cotorro-Matanzas, cuando se encuentra abierto el interruptor en la subestación Cotorro de la línea de enlace Cotorro-Guiteras a 220 kV, lo cual provoca la sobrecarga y salida de servicio del único enlace restante hacia Occidente, que es la línea Guiteras-CTE Habana a 220 kV. Con esta contingencia el SEP queda divido en dos partes, la occidental que en este estudio se denomina Zona A completamente desenergizada (Figura 1) y la Zona designada como B, compuesta por las Zonas central y oriental en servicio normal.

Figura 1: Sistema eléctrico de transmisión a 220 kV en la zona occidental (Zona A).

El territorio de la Zona A abarca el denominado “Lazo de la Habana” y el sistema hacia las provincias más occidentales del país. Consta de 8 subestaciones eléctricas de 220/110 kV, ellas son: Pinar del Río 220 kV, la subestación de generación/transformación Mariel 220 kV a la cual se conecta la CTE Máximo Gómez con una potencia instalada total de 270 MW y el emplazamiento de motores de Mariel con una potencia instalada de 147 MW, la subestación Habana 220 kV que conecta la CTE Habana con una potencia instalada de 395 MW y una pequeña subestación que es la salida del ciclo combinado de 150 MW instalado en la planta de Energas-Jaruco, las subestaciones Cotorro 220 kV y Matanzas 220 kV, esta última es la subestación límite entre la zona occidental y central del país y la subestación Guiteras 220 kV que conecta con CTE Guiteras de mayor potencia instalada en el sistema. El SEP tiene 9 líneas de transmisión a 220 kV en la Zona A tal y como se observa en el Figura 1

El procedimiento de restauración vigente en el Despacho Nacional de carga (DNC) se basa en el método secuencial con operación controlada de los interruptores debido a que en el momento de ser confeccionado el mismo, el SEP contaba con interruptores de aire en los cuales es de vital importancia realizar la apertura y dar servicio rápidamente a las subestaciones para lograr la conservación del aire.

3. MODELACIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO.

El cálculo de las sobretensiones debidas a la energización de las líneas del sistema de transmisión a 220 kV en la zona afectada se realiza utilizando el software ATP, para ello es necesario modelar el sistema a partir del cual comienza el proceso de restauración, los interruptores que se operan, las líneas a energizar y la carga que se incorpora en los

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primeros pasos. El sistema se representa mediante la modelación de una red equivalente basada en las condiciones del régimen que se analiza, el interruptor se define básicamente por el instante en que realiza la operación de cierre y la línea está dada por la configuración física de la misma [1]. Estos aspectos son comunes para cualquier modelo matemático que se utilice en el análisis del transitorio.

Modelación de la red equivalente.

El equivalente de red permite reducir el tamaño de la misma y, por consiguiente, el tiempo del cálculo de la simulación manteniendo en un margen adecuado los resultados, respecto a considerar el sistema en su totalidad. En este trabajo los equivalentes necesarios se obtienen, en cada nodo a energizar, por el teorema de Thevenin, el inicial es un modelo simplificado de la Zona B. Sus parámetros se calculan de acuerdo con la composición de generación teniendo en cuenta las notables variaciones de la demanda en el SEN, propias de las necesidades de la carga residencial que predomina en el mismo y propicia picos elevados en horarios de la tarde, valores de carga baja en la madrugada y un comportamiento intermedio en el resto del día. De acuerdo con lo anterior para analizar los escenarios probables en que puede ocurrir un colapso se consideran tres estados de generación, ellos son: el de demanda mínima (carga de la madrugada desde las 22:00 del día anterior hasta las 6:00 del día actual), demanda media (carga del día hasta 18:00) y el de demanda máxima (pico de carga hasta las 22:00). Las diferentes configuraciones de generación para cubrir la demanda de cada horario se calculan por el software “Predespacho de la Generación” mientras que los parámetros de las redes equivalentes en cada uno de los nodos a energizar en el nivel de tensión de 220 kV se obtienen mediante el programa “Power System Explorer” (PSX) En la Tabla 1 se muestra los valores de la impedancia equivalente obtenida en cada uno de los distintos nodos de la Zona A

Modelación del interruptor.

Para una línea trifásica alimentada en corriente alterna el valor de la sobretensión máxima por energización es aleatorio ya que depende del instante de cierre en cada fase del interruptor. Debido a este carácter aleatorio de las sobretensiones se utiliza para las simulaciones un modelo de interruptor estadístico que opera de acuerdo a los tiempos de cierre generados por una distribución estadística normal para considerar las distintas condiciones de operación con respecto al ciclo de la onda de tensión.

Este tipo de interruptor permite realizar estudios del efecto de las posibles secuencias de cierre (ABC, ACB, BCA, BAC, CAB, CBA) en los valores de las sobretensiones con una base estadística y obtener las funciones de densidad de frecuencia de las mismas. Se simulan 100 maniobras para cada secuencia con un tiempo de cierre en cada energización entre los 80 y 90 ms, tiempo en que operan, normalmente, los interruptores instalados en las cabeceras de las líneas de 220 kV. Se considera una desviación estándar de 0.02 s.

Tabla 1: Impedancia equivalente en cada nodo.

Línea a energizarImpedancia equivalente (Ω)

Mínima Media MáximaR X R X R X

Cotorro -Guiteras 20,18 69,61 16,55 65,66 16,01 61,97Cotorro- CTE Habana 33,29 114,27 28,73 113,32 27,80 110,28

Cotorro- Habana 33,30 114,82 28,74 113,32 27,80 110,28CTE Habana- Habana 33,89 129,48 29,25 128,43 14,12 96,31CTE Habana- Guiteras 33,41 126,32 28,76 124,75 13,67 90,49

Habana- Mariel 29,05 96,22 21,18 86,86 24,24 90,99Mariel- Pinar del Río 33,19 119,80 28,74 117,68 27,88 115,17

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Modelación de la carga

El volumen de carga a conectar de acuerdo con el procedimiento de restauración se convierte de unidades de potencia activa a unidades de impedancia para simularla en el ATP, según las ecuaciones:

(1)

(2)

(3)

El factor de potencia se considera igual a 0,98 y la tensión es la nominal de la barra donde se encuentra la carga conectada. La Tabla 2 muestra las cargas a conectar al final de la línea que se energice.

Tabla 2: Carga a conectar en unidades de impedancia.

Modelación de la línea.

La modelación de la línea se realiza en función de los elementos que la definen como son el dimensionamiento de la estructura o torre que fija la distribución geométrica de los conductores fases y el hilo de guarda y sus alturas sobre tierra, sus tipos que determinan los parámetros eléctricos y mecánicos, si está o no transpuesta, si es simple o doble circuito, si tienen conductores en haz (bundle), la longitud de la misma, entre otros. En la Tabla 3 se muestran los datos fundamentales de las líneas de transmisión de 220 kV de la Zona A (occidental) mientras que en la Tabla 4 se dan las coordenadas de los conductores de fase y los hilos de guarda, así como se muestran las configuraciones de las torres.

Tabla 3: Características de la líneas de transmisión de 220 kV de la Zona A.

Línea Longitud(km) Transpuesta Conductores

Fase Hilo de guarda Tipo de torre

Cotorro -Guiteras 123,0 Si (44;39,40km) AC400/51 AC70/72 CP26 - 77,7 km

CP23 - 45,3 kmCotorro-

CTE Habana 29,4 No 2xAC400/51 AC70/72 P23,5

Cotorro- Habana 25,0 No TACSR400 AC70/72 CP26

CTE Habana- Habana 54,4 No2xTACSR400-

29,4 kmAC400/51- 25 km

AC70/72 P23,5 - 29,4 km CP26 - 25 km

CTE Habana- Guiteras 52,0 No AAAC 1000 MCM AC70/11 CP26Habana- Mariel 40,7 No AC400/51 AC70/72 CP26

Mariel- 129,0 Si AC400/51 AC70/72 CP26

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Línea a energizar Nodo Carga a cerrar (MW) R (Ω) X (Ω)

Cotorro -Guiteras Cotorro 220 10 5191,85 1169,39Cotorro- Central Habana Central Habana 220 8 6486,58 1419,48

Cotorro- Habana Habana 220 20 2598,11 608,06Habana- Mariel UP Mariel 220 8 6481,39 1367,14

Mariel- Pinar del Río Pinar del Río 220 20 2594,59 604,42

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Pinar del Río (45;44;40 km)

Tabla 4: Coordenadas de los conductores e hilos de guarda y esquemas de las torres.

N CP 26 CP 23 CP 23,5

Nº X(m) Y(m) X(m) Y(m) Nº X(m) Y(m)

1 5 22,5 -4,8 22,8 1/2 -5,9/-5,9

32,7/26,7

2 5 28,5 4,8 22,8 3/4 -5,9/5,5

20,7/32,7

3 5 35 4,4 29,8 5/6 5,5/5,5

26,7/20,7

4 -5 22,5 2,1 36 7/8 -5,5/-5,5

32,7/26,7

5 -5 28,5 -2,1 26 9/10 -5,5/5,9

20,7/32,7

6 -5 35 11/12 5,9/5,9

26,7/20,7

7 1 40 13 -3,1 40,9

8 -1 40 14 3.1 40,9

Las ondas de transitorios originadas por maniobras en las líneas de transmisión tienen una longitud de onda menor que la longitud propia de la línea lo que provoca un retardo de tiempo de las mismas, razón por la cual los métodos basados en ondas viajeras son mucho más exactos en los cálculos asociados. El software ATP realiza el análisis de los transitorios electromagnéticos con la técnica de ondas viajeras empleando métodos de solución en el dominio del tiempo. Existen dos modelos para representar las líneas aéreas en el dominio del tiempo para este tipo de cálculos: a parámetros concentrados y, preferentemente, a parámetros distribuidos independientes o dependientes de la frecuencia (f). Este último es el más realista porque los fenómenos transitorios que tienen lugar en las redes eléctricas ocurren en un rango específico de frecuencias [2].

El software ATP consta con seis modelos de línea, específicos de cálculos de transitorios, cinco de ellos exhiben dependencia con la frecuencia. De los seis modelos, 2 se consideran convenientes para el análisis de líneas que no tienen una alta asimetría: el Modelo de Bergeron (independiente de f) y el Modelo de J. Marti (dependiente de f). Las líneas cubanas no tienen una marcada asimetría por lo que cualquiera de los dos últimos modelos mencionados pueden ser utilizados en relación a este aspecto.

Los parámetros del sistema y de retorno por tierra son dependientes de la frecuencia debido al efecto pelicular y al retorno de las corrientes por tierra. Una conmutación de cierre distorsiona en mayor o menor medida las tensiones y corrientes a frecuencia de potencia debido a que provoca armónicos de frecuencias desiguales a 60 Hz. Estas tensiones que pueden estar en un rango de frecuencias entre la fundamental y los 20 kHz afectan los elementos del sistema y, por tanto, los parámetros del mismo y los de retorno por tierra no son contantes en el periodo transitorio. El efecto más marcado de dependencia de la frecuencia ocurre en el cálculo de los transitorios en cables y los que involucran fallas a tierra; en el análisis de líneas de transmisión el modelo de Bergeron, independiente de la frecuencia, puede también mostrar resultados adecuados. No obstante, en el trabajo se utiliza el modelo J.Marti que resulta más completo al representar la línea a parámetros distribuidos dependientes de la frecuencia ´Con los elementos del sistema modelados según lo explicado anteriormente se calculan los valores extremos y las formas de ondas de las sobretensiones por energización de las líneas de 220 kV de la Zona A, en el proceso de restauración, de acuerdo con el procedimiento establecido en el Despacho Nacional de Carga (DNC) de la Unión Eléctrica Nacional (UNE). Los análisis se realizan según ocho casos:

Caso 1: Estudio del efecto de las secuencias y las condiciones de la demanda en las sobretensiones por cierre Caso 2: Sobretensiones por energización de la línea Cotorro-Guiteras con y sin carga.Caso 3: Sobretensiones por energización de la línea Cotorro-CTE Habana con y sin carga.

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Caso 4:.Sobretensiones por energización de la línea Cotorro-Habana con y sin carga.Caso 5:.Sobretensiones por energización de la línea CTE Habana-Habana sin carga.Caso 6: Sobretensiones por energización de la línea CTE Habana-Guiteras sin carga Caso 7: Sobretensiones por energización de la línea Cotorro-Guiteras con y sin carga.Caso 8: Sobretensiones por energización de la línea Mariel-Pinar del Río con y sin carga.

4. INFLUENCIA DE LA SECUENCIA DE CIERRE Y DE LA DEMANDA EN LAS SOBRETENSIONES POR CIERRE DE LÍNEAS.

La conexión o desconexión de líneas provoca sobretensiones de fase a fase y de fase a tierra cuyas amplitudes dependen, fundamentalmente, del nivel de tensión, de la potencia de cortocircuito del sistema, las característica del envío y el otro extremo de la línea (recibo), de la longitud de esta, del punto de la onda de tensión en que ocurre el cierre del interruptor y la secuencia en que lo hace, de la carga atrapada y su razón de decrecimiento, y del empleo o no de reactores compensadores y/o resistencias de preinserción en los interruptores. Inicialmente, en el estudio se mantienen constantes los parámetros de la red, excepto los relacionados con la operación del interruptor (secuencia y tiempo de cierre) y la potencia de cortocircuito (estados de demanda). La influencia de estos parámetros se analiza según el denominado Caso 1.

Con el objetivo de conocer la influencia de la secuencia de cierre y las condiciones de la demanda en el valor de las sobretensiones se realizan 100 simulaciones para cada posible secuencia (ABC, ACB, BCA, BAC, CAB, CBA) en cada condición de demanda (máxima, media y mínima). Las secuencias donde ocurren las mayores sobretensiones para cada línea y los respectivos valores de estas se dan en la Tabla 5. Las Figuras 3 (nodo Cotorro) y 4 (nodo Guiteras) muestran los diagramas de barras de las distribuciones de valores para cada una de las secuencias estudiadas, en las tres condiciones de demanda para la línea Cotorro-Guiteras que tiene por el nodo Cotorro el mayor valor de sobretensión.

Tabla 5: Máximas sobretensiones, secuencia y estado de demanda.

Línea Nodo Demanda Max.Secuencia U(p.u) Línea Nodo Demanda Max.

Secuencia U(p.u)

Cotorro-GuiterasCotorro 220 BCA 2.16 CTE Habana-

Guiteras CTE Habana ABC 1,86

Guiteras 220 BCA 1,50 Guiteras 220 ABC 2,02Cotorro-

CTE HabanaCotorro 220 ABC 1,83 Habana-

Mariel Habana 220 ACB 1,66

CTE Habana ABC 1,93 Mariel 220 ACB 1,81Cotorro- Habana

Cotorro 220 CAB 1,85 Mariel- Pinar del Río

Mariel 220 ABC 1,54Habana 220 CAB 1,92 P. del Río 220 ABC 1,88

CTE Habana- Habana

CTE Habana ABC 1,83

Habana 220 ABC 1,96

Tal y como se observa existe siempre una secuencia para la cual ocurre el menor abatimiento de las sobretensiones y no es la misma en todas las líneas, sin embargo el régimen de demanda en que tienen lugar si coincide y es el de demanda máxima. La secuencia y la condición de demanda en que ocurra la energización de la línea tienen, pues, una determinada influencia en el nivel de las sobretensiones por esta maniobra. En la energización de la línea Cotorro-Guiteras, cerrando por el interruptor de Cotorro con el de Guiterras conectado, el mayor valor se produce en Cotorro para secuencia ABC (demanda máxima) mientras que para estas mismas condiciones el menor valor, en esta misma cabecera de línea, difiere en un 13 %. De acuerdo con la simulación, el menor valor posible en Cotorro tiene lugar en demanda mínima, con la secuencia ACB y es de 1.79 p.u. Los diagrama de barras para denotar las sobretensiones en cada estado de demanda y para cada secuencia en los nodos Cotorro y Guiteras muestran que la mayor sobretensión ocurre en el que se realiza el cierre, en este caso el nodo Cotorro.

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Figura 3: Sobretensiones nodo Cotorro. Figura 4: Sobretensiones nodo Guiteras.

De acuerdo con lo anterior, para simular uno de los peores escenarios en la restauración como es objetivo de esta investigación, para el cálculo de las sobretensiones por cierre de línea en el proceso de restauración se selecciona, para cada una de ellas la secuencia que provoca la mayor sobretensión y se toma el estado de demanda máxima y con esas condiciones se realiza el estudio.

5. SOBRETENSIONES POR ENERGIZACIÓN DE LÍNEAS EN EL PROCESO DE RESTAURACIÓN.

El cálculo de las sobretensiones durante la energización se realiza para comparar el valor de las mismas con el nivel de aislamiento pleno de los equipos, de manera que se garantice que con esta maniobra no se violen los criterios de coordinación de aislamiento para los cuales, el sistema en general y sus componentes en particular, han sido diseñados. Estos criterios se basan, generalmente, en la adopción de un margen de protección adecuado el nivel de sobretensión y la fortaleza del aislamiento para este tipo de esfuerzo. Este margen puede ser establecido para la sobretensión máxima absoluta, aquella que solo tiene la probabilidad del 2% de ser excedida (U2%) o para el valor más probable, en dependencia de la probabilidad de ocurrencia de cada una y los requisitos de confiabilidad que se exigen para la línea o equipamiento en cuestión. Otro aspecto que puede provocar daños del aislamiento es la rapidez de crecimiento de la onda de tensión o pendiente de su frente (du/dt).

Las sobretensiones por cierre pueden ser controladas por la utilización de pararrayos de óxidos metálicos convenientemente instalados, reactores compensadores en las cabeceras de líneas o mediante la inserción de resistores en los contactos del interruptor, otro elemento que puede emplearse para la disminución de estas es la adición de carga en el momento de cierre. En la Tabla 6 se muestran los valores de sobretensiones que se producen cuando las líneas se energizan sin y con la carga que ha sido planificada en el procedimiento de restauración por el DNC teniendo en cuenta un análisis global de la situación en cada cierre.

En los Casos del 2 al 8, debido a que la elección de la máxima sobretensión entre las 100 simulaciones de cada caso representa un criterio de gran severidad, se calculan las tensiones (U2%) que resulta el valor más usual en los estudios de coordinación de aislamiento de sobretensiones frente lento (generalmente maniobra) entre los mencionados en el párrafo anterior [3]. Las magnitudes de las sobretensiones obtenidas se procesan estadísticamente para determinar su desviación estándar (DT) y los valores de sobretensión del cincuenta porciento (U50%). Los valores de U2% y U50% se expresan en kV. La sobretensión con el 2% de probabilidad de ser excedida (U2%) se determina por:

U2% = U50% + 2,05 * DT (1)

En la Tabla 6 se muestran los valores de sobretensiones en las tres fases sin carga (A; B y C) y con carga (Ac; Bc y Cc), los resultados presentados demuestran que la adición de carga disminuye la magnitud de la sobretensión. La mayor reducción es del 22 % con un promedio de reducción par el conjunto de líneas que oscila en el 15 % y el 18 %. La adición de un valor de carga en el cierre tiene relación directa con los balances de potencia y con la necesidad de comprobar el nivel de soporte del aislamiento de la propia carga porque estas sobretensiones llegan al lugar donde estas están instaladas.

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Tabla 6: Sobretensiones por cierre sin y con carga.

Caso NodoU (p.u)

Caso NodoU (P.U)

A/Ac B/Bc C/Cc A/Ac B/Bc C/Cc

2: Cotorro-

Guiteras

Cotorro 220 1,95/1,75 1,75/1,62 2,11/1,836: CTE Habana- Guiteras

CTE Habana

1,70/- 1,45/- 1,59/-

Guiteras 220 1,45/1,35 1,33/1,29 1,45/1,23Guiteras

2201,96/- 1,64/- 1,64/-

3: Cotorro-CTE

Habana

Cotorro 220 1,53/1,45 1,70/1,64 1,77/1,577: Habana-

Mariel

Habana 220

1,46/1,39 1,60/1,41 1,47/1,35

CTE Habana 1,60/1,47 1,82/1,69 1,83/1,65Mariel

2201,57/1,40 1,70/1,51 1,58/1,42

4: Cotorro- Habana

Cotorro 220 1,69/1,33 1,70/1,36 1,58/1,378: Mariel- Pinar del

Río

Mariel 220

1,46/1,24 1,46/1,13 1,27/1,11

Habana 220 1,74/1,39 1,77/1,41 1,61/1,40P. del R

220 1,70/1,42 1,77/1,34 1,53/1.33

5: CTE Habana- Habana

CTE Habana 1,49/- 1,86/- 1,70/-

Habana 220 1,40/- 1,70/- 1,55/-

La figura 5 muestra las formas de ondas de las sobretensiones por energización de la línea Cotorro-Guiteras por el lado donde se realiza el cierre del interruptor (Cotorro). En las figuras 5-a (sin carga) y 5-b (con carga) puede observarse que las formas de las ondas de sobretensión en las tres fases, mientras la figura 5-c muestra estas ondas superpuestas en el caso de la fase “c” con un detalle del pico de la onda para ampliar su visibilidad. Los gráficos permiten verificar que la carga no tiene, en este caso, un marcado efecto en las formas de ondas de las sobretensiones. La razón de crecimiento de la onda en el pico más severo es de 931 kV/ms lo que constituye una pendiente de gran escarposidad que puede ser definitivamente perjudicial para el equipamiento con enrollados por la fuerte distribución no lineal de tensión en las primeras espiras de los mismos.

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Figura 2: Formas de ondas de las sobretensiones con y sin carga por el lado de Cotorro.

El nivel de aislamiento pleno del equipamiento en el nivel de tensión de 220 kV en Cuba, generalmente, es de 460 kV y 1050 kV de tensión soportada a frecuencia industrial y tensión soportada a impulsos tipo rayo, respectivamente. La razón del uso de los valores limites más altos de la fortaleza del aislamiento en este nivel de tensión se debe a que Cuba es un país de muy alto nivel ceráuneo (100 promedio, 140, máximo) y, consecuentemente, de una alta densidad de rayos a tierra. Por determinadas situaciones técnico-organizativas no siempre el nivel de aislamiento pleno de los equipos cumple adecuadamente con los requerimientos de coordinación de aislamiento especificados y valores más bajos de tensiones soportadas son posibles en transformadores e interruptores en el sistema de 220 kV.

La Tabla 7 muestra el margen entre el valor de la tensión máxima esperada (U2%) para cada línea y las diferentes tensiones soportadas que pueden encontrase en los equipos instalados en las mismas. La tensión soportada a impulsos tipo maniobra se calcula según la norma internacional IEC 71-1 [4].

Tabla 8: Factores de protección para cada BSL posible.

Línea a energizar Factor para cada BSL (kV)650 750 850 950 1050

Cotorro -Guiteras 1,20 1,47 1,67 1,87,0 2,06Cotorro- CTE Habana 1,43 1,64 1,86 2,08 2.30

Cotorro- Habana 1,52 1,98 2,21 2,45 2,55CTE Habana- Habana 1,48 1,71 1,94 2,17 2,40CTE Habana- Guiteras 1,41 1,62 1,84 2,06 2,27

Habana- Mariel 1,62 1,87 2,12 2,37 2,60Mariel- Pinar del Río 1,54 1,79 2,02 2,26 2,50

Los resultados muestran que cualquiera sea la fortaleza a impulsos tipo maniobra el equipamiento instalado puede soportar las sobretensiones que ocurren por energización de las líneas de la Zona A durante la restauración utilizando el

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CONGRESO ALTAE 2015

método secuencial con operación controlada de los interruptores. El caso más crítico presenta un margen de protección del 20 % que resulta suficiente para no ocasionar un daño permanente del aislamiento ni su deterioro acelerado. Estos valores son extremos porque no han sido consideradas las disminuciones de las sobretensiones productos de la carga y el análisis se realiza para uno de los peores escenarios (U2%). Si se consideran los valores más probables de las sobretensiones márgenes mayores de protección pueden ser obtenidos.

6. CONCLUSIONESEl cálculo de las sobretensiones por energización de las líneas de transmisión de 220 kV, ubicadas en la zona occidental de la Isla de Cuba, en los primeros pasos de la restauración por el método secuencial después de un colapso eléctrico permite concluir que sus valores picos no constituyen un peligro para el aislamiento de los equipos asociados a las mismas, aún sin el uso de medios de protección. La mayor sobretensión con el 2 % de probabilidad de ser excedida (U2%) para los diferentes casos analizados en uno de los peores escenarios posibles es de 2,11 p.u. de la tensión pico fase a tierra y se obtuvo por la energización de la línea Cotorro– Guiteras, correspondiéndole un margen de protección del 20% que supera el mínimo de 15% recomendado por la norma IEC- de Coordinación de Aislamiento, incluso para el BSL más pequeño (650 kV). Sin embargo, deben realizarse estudios para analizar la influencia en el aislamiento de los equipos de la razón de subida de la onda de tensión. En los resultados se verifica, además, el efecto de la carga en el control de las sobretensiones.

REFERENCIAS

[1]. MARTINEZ VELAZCO, JUAN A: "Modeling guidelines for low frequency transients”. Report Prepared by the Low-Frequency Transients Task Force of the IEEE Modeling and Analysis of System Transients Working Group, 1998.

[2]. CIGRE: “Guidelines For Representation of Network Elements When Calculating Transients”, Working Group 33.02 (Internal Overvoltages), 1990.

[3]. IEC Standard 71-2: “Insulation Coordination- Part 2: Application guide”, 1996.[4]. IEC Standard 71-1: “Insulation Coordination-Part 1: Definitions, principles and rules”, 1993.

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