Análisis de Operaciones Incorrectas y Fallas de Operación en los esquemas de protección del Sistema Eléctrico Costarricense Costarricense Autor Ing Jeffrey Cordero Leitòn Área Protección y Medición Región Central UEN Transporte Electricidad Instituto Costarricense de Electricidad San José, Costa Rica
[email protected] Resumen — El presente trabajo analiza tres casos reales muy particulares donde se dieron errores de confiabilidad en funciones de protección. Los mismos acontecieron tanto bajo condiciones de falla falla como durante durante la operación estable estable del del sistema eléctrico nacional costarricense. Los casos que se presentan, están comprendidos entre los años 2004 y 2011 en distintos elementos del sistema de transmisión pertenecientes a la red del ICE y son casos representativos donde hubo que hacer un análisis exhaustivo mediante pruebas de laboratorio. En cada caso se hace una explicación del evento, se categoriza el tipo de falla bajo el contexto de tipo de falla de confiabilidad, se analiza el comportamiento del relé a través de sus registros eventos y oscilografias, se detallan las pruebas de laboratorio efectuadas para evaluar el comportamiento de las funciones involucradas, y se mencionan las acciones correctivas aplicadas para la corrección del problema. Como resultado, se tiene un extracto de algunas de las experiencias de mantenimiento más interesantes en la rama de ingeniería de protecciones, asociadas en la red de transporte eléctrico de Costa Rica.
Palabras Clave --- Esquemas de protecciòn, funciones de protecciòn, protecciòn, Pr otecciò otecciòn n de Im pedancia, pedancia, Pr otecciò otecciòn n D if erencial, F un ciòn de Reciere, Reciere, F un ciòn ciòn de Cierr e bajo bajo F all a, Oscil Oscil aciones de Potenci a, Conf iabi li dad de Esquemas de Pr otecciòn en en Sistemas de Potencia.
I.
I NTRODUCCION Una parte muy importante para la correcta operación de un sistema eléctrico de potencia, reside en la confiabilidad de la operación de sus esquemas esquemas de protección. protección. Para garantizar la confiabilidad de dichos esquemas, se debe contar con el trabajo conjunto de las áreas de diseño, coordinación y ajustes, y el área de mantenimiento de protección. La finalidad de dichas áreas es que ante una falla en el sistema eléctrico, se logre la correcta operación de todos los componentes que conforman el sistema de protección de forma selectiva, rápida y segura. Sin embargo, la cantidad de
parámetros de ajuste, algoritmos de operación, y características propias del diseño de los equipos de protección, hace que sea prácticamente imposible prever todos los posibles modos de falla a los que podría verse sometido un sistema de protecciones. Es por esta razón, que la única forma de verificar el correcto funcionamiento del mismo, es precisamente analizando el comportamiento del relé una vez que este se ve sometido a operar ante una falla real del sistema. Dado que en la actualidad la mayoría de esquemas de protección han evolucionado evolucionado a sistemas sistemas microprocesados, microprocesados, se logra contar con gran cantidad de información que permite hacer un análisis más exhaustivo de la operación de los relés de protección. Dicha información información no solamente incluye un listado secuencial de las funciones y señales que se activan durante el proceso, sino también un registro en formato COMTRADE de la oscilografia captada por el relé en el momento de la falla. Los registros que se generan, permiten hasta cierto punto, lograr una reconstrucción del evento, con el fin de poder someter nuevamente al relé a un escenario bastante similar a la falla real acontecida en el sistema. En Costa Rica, el Área de protección y medición del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), está conformada por tres regiones que abarcan todo el territorio costarricense, a saber: Central, Chorotega (o Norte) y Huetar (o sur). A dicha área, corresponde la parametrización, puesta en marcha y mantenimiento tanto de equipos de protección, como de los controles y medidores ubicados en las salas de control de las subestaciones. Los análisis que se detallan en este informe, fueron efectuados como parte de las labores propias de mantenimiento de la región central, y son el marco de referencia para tomar las acciones correctivas en cada uno de los casos. II. CLASIFICACION DE LOS TIPOS DE ERROR DE CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE PROTECCION En los casos que se presentan errores de confiabilidad de los sistemas de protección, estos pueden clasificarse en dos
grupos principales, los cuales son complementarios pero opuestos entre sí: A.
Operaciones Incorrectas
Se refiere a disparos indeseados de relés de protección ante eventos externos a su zona de protección, o dinámicas de la red, que aunque no corresponden a fallas, vuelven sensible o provocan comportamientos aleatorios a alguna o varias funciones de protección. Estos disparos actúan cuando no son requeridos. Dichas operaciones pueden provocar disparos en cascada en diferentes puntos de la red, aun cuando estos no están con fallas y comprometen los criterios de seguridad operativa de los sistemas eléctricos de potencia ya que generan la desconexión de múltiples elementos. Dependiendo del momento en que se presenten, dichas operaciones incorrectas podrían incluso provocar un colapso del sistema si se da la salida de unidades de generación o líneas de interconexión importantes, durante periodos de alta demanda energética. B. Fallas de Operaciòn
Se refiere a la ausencia de disparos o el bloqueo no deseado de funciones en relés de protección ante fallas o eventos dentro de la zona de protección, cuando dichas operaciones son requeridas. Estos errores, pueden deberse a problemas de sensibilidad de los ajustes de protección, errores de cálculo durante la selección de ajustes, saturación de los órganos de medición, o errores de interpretación de los algoritmos responsables de la activación de una función específica de un relé o modelo de relé en particular. Dichos errores, son siempre críticos ya que implican la permanencia no deseada de una falla por un tiempo mayor, e incluso podrían obligar el despeje de la falla por respaldos remotos, con la consecuente expansión de la zona de protección, o incluso la indisponibilidad del servicio ante fallas momentáneas, en caso de errores de recierre. C. Forma de abordar el anàlisis del desempeño segùn la clasificaciòn del tipo de error de confiabilidad
Es normal que ambos errores de confiabilidad se presenten de forma esporádica en una red, sin embargo, depende de la experticia del personal a cargo de mantenimiento, así como los analistas de las áreas de diseño e ingeniería, el correcto análisis e interpretación de dichos errores, con el fin de lograr tomar las acciones correctivas pertinentes. En el caso particular de fallas de Operación, aunque estas casi siempre son más críticas dado que comprometen la rapidez y la selectividad ante un evento anormal en la red, son hasta cierto punto más fáciles de detectar y analizar precisamente porque aparecen bajo condiciones de contingencia del sistema de potencia. Generalmente se logra determinar fácilmente la zona afectada, las funciones
involucradas y se podría contar con un registro oscilográfico de la falla que permita hasta cierto punto, lograr una reconstrucción del evento que puso en evidencia el error en la confiabilidad. Con lo anterior, se pueden generar una serie de pruebas que permiten evidenciar el punto de no operación del relé. Al mismo tiempo, se podría reforzar momentáneamente el esquema de protección mediante la colocación o activación provisional de funciones de respaldo que cubran la falla de operación en caso de un evento futuro durante el proceso de análisis. Para el caso de Operaciones Incorrectas, estas siempre implican un mayor análisis e investigación del evento, ya que pueden aparecen de forma aleatoria en uno o más relés, y no necesariamente obedecen a un problema de inestabilidad en la red, por lo que provocan un alto grado de incertidumbre al no poder delimitar una zona de protección asociada. Generalmente no producen registros oscilográficos ya que podrían aparecer aun sin contingencia. A pesar que las operaciones incorrectas podrían presentarse en condiciones de estabilidad del sistema, podrían aparecer de forma simultánea y completamente aleatoria en distintos puntos de la red. Lo anterior no es conveniente para la disponibilidad del servicio, principalmente en lapsos de alta demanda y deben ser atendidas y corregidas lo antes posible. Dado que no dependen necesariamente de la aparición de un evento en particular, es difícil tomar una acción correctiva que evite una nueva operación incorrecta en cualquier momento, mientras se identifican sus causas. En algunos casos incluso podría resultar más conveniente inhabilitar por completo la función que está operando en forma incorrecta y apoyarse en la operación correcta de los respaldos tanto locales como remotos. III. PRIMER CASO: FALLA DE OPERACION POR BLOQUEO ERRONEO DE FUNCION DE IMPEDANCIA (ANSI 21) Este primer caso se presente el día 2 de febrero del 2004 en una línea de distribución a las 6:15. La causa de la falla fue una ardilla que hace contacto con la línea de distribución aproximadamente en el kilómetro 1.4, tal y como se muestra en el siguiente diagrama
figura 1.
Diagrama de ubicaciòn del evento para el CASO I
En este caso particularmente ocurrieron dos errores de confiabilidad que pudieron ser prevenidos antes del evento: 1. La protección de la línea de distribución había sido recientemente intervenida y no tenía el canal de comunicación habilitado en ese momento. 2. El disyuntor de potencia del lado de baja del transformador tenía un daño operativo reciente que no había sido reportado previo al evento. Ante este panorama, solo se contaba con los respaldos de zona inversa de las protecciones impedancia de las Líneas de Transporte en la subestación B, es en este punto que aparece el tercer error no contemplado en la protección de respaldo, y que corresponde al análisis que se expone a continuación.
Los requisitos en dicho relé, para detectar una oscilación de potencia son básicamente los siguientes: 1. Deben ser eventos trifásicos y simétricos 2. Debe haber una variación de voltaje complementaria a una variación de corriente (uno de estar alto y el otro bajo) 3. El vector de impedancia, debe tener una razón de cambio definida por dos polígonos nominados como APOL y PPOL, los cuales están definidos por el ajuste de la zona Z4, con una distancia de 1Ω para relés de 5Amp y de 5Ω para relés de 1 Amp.
A. Anàlisis post falla del desempeño del relè
El primer error que pudo detectarse, es que a pesar que ambos relés de impedancia debían despejar la falla en tiempo de zona inversa (ajustado en 4 seg), el relé impedancia correspondiente a la línea Sub A-Sub C, no opero sino hasta después de 21.5 seg de detectada la falla. El primer síntoma que da indicios de una falla de operación se aprecia en los registros de eventos del relé impedancia. En dichos registros se nota una intermitencia en la activación y desactivación de la función “68 Power Swing Detected” a
partir de 1.4 seg de iniciada la falla. Este comportamiento se repite de forma intermitente en lapsos inferiores a los 4 seg de ajuste de la zona inversa, hasta que finalmente aparece por última vez en estado OFF, a los 17.5 seg de iniciado el evento, es decir 4 seg antes del disparo definitivo de la protección por zona inversa.
figura 3. Criterio de detección de oscilaciones de potencia mediante polígonos APOL y PPOL
Como se logró apreciar, de la oscilografia de la falla, se nota claramente que el evento, al ser una falla trifásica, y tener un comportamiento intermitente en las inmediaciones de Z4, producto del movimiento del conductor, cumplió con todas las condiciones requeridas por el algoritmo de oscilación de potencia. Sin embargo, no se trata de una oscilación de potencia.
figura 2. Registro de Eventos del rele impedancia de la línea de transporte entre subestaciones A y B
Al analizar la función “68 Power Swing detected” de acuerdo al fabricante, la misma es utilizada para evitar la operación incorrecta de la función impedancia durante oscilaciones de potencia.
figura 4.
Comportamiento de la falla registrada por el relé
B. Pruebas de laboratorio para determinar la causa de falla de operaciòn
Una vez analizado el comportamiento del relé, se hicieron pruebas para determinar si fue la razón de cambio del vector de impedancia, la que provocó el comportamiento errático del relé a la hora de discriminar una falla de una oscilación de potencia. Las pruebas efectuadas se basaron prácticamente en generar distintos archivos de falla, de forma tal que se lograse una variación del vector de impedancia con distintas razones de cambio utilizando como punto de falla, los mismo valores registrados en el momento del disparo del relé.
figura 7. TABLA I
Se probaron varios escenarios, los cuales incluyeron, tanto el ingreso y permanencia a la zona de falla, como la entrada y salida de dicha zona, con distintas razones de cambio. Estas pruebas se efectuaron tanto en Z1, como Z3 y Z5, con variaciones solo en la parte resistiva, y luego en la parte resistiva e inductiva.
Secuencia de eventos registrados por el equipo de prueba OMICRON para el ensayo 3 RESUMEN DE RESULTADO DE PRUEBAS Z1 Y Z3
Las siguientes imágenes muestran un ejemplo de algunas de las pruebas, así como el comportamiento del relé para una razón de cambio dada. Se adjuntan además las tablas resumen de resultados de todas las pruebas efectuadas.
figura 5.
Trayectoria de falla para la prueba 1
TABLA II
figura 6.
Trayectoria de falla para la prueba 10
RESUMEN DE RESULTADO DE PRUEBAS Z5
C. Acciones Correctivas
Una vez que se logró determinar la influencia de la razón de cambio de una falla, en el comportamiento del relé, se envió el informe de pruebas detalladas al fabricante del equipo. Como respuesta, se logró una actualización del firmware de la protección, el cual incluye entre las mejoras, la detección de la razón de cambio de la parte inductiva, respecto a la parte resistiva. Este cambio obedece, a que en oscilaciones de potencia reales, las variaciones sobre impedancia resistiva e impedancia inductiva no ocurren en la misma proporción y a la misma velocidad, tal y como se simularon en pruebas. Posterior a la actualización del firmware se realizaron nuevamente las mismas pruebas, y se logró comprobar que el relé no activa su función de bloqueo por oscilación de potencia.
La condición que debe cumplir la falla para que active dicha función, es que debe venir precedida de una señal que indique el “cierre de la línea” y al mismo tiempo, exceder el u mbral de
ajuste de corriente de cortocircuito propio de una falla a tierra de baja impedancia. Como consecuencia, se debe provocar el disparo tripolar hacia el disyuntor y bloquearse la función de recierre, ya que las fallas que se presentan justo en el momento de cierre, tienen una alta probabilidad que no sean pasajeras. Seguidamente se muestra el registro de falla del relé en el extremo B, el cual registró una corriente de falla de 5.99 KA, lo cual corresponde a 37.5 A en el secundario. Vale la pena destacar que la corriente de falla registrada por el relé en el extremo A fue de 3.93 KA lo que corresponde a 24.6 A en el secundario, o sea mucho más baja que la del extremo B
IV. SEGUNDO CASO: FALLA DE OPERACION DE LA FUNCION DE RECIERRE (ANSI 79) POR ACTIVACION INCORRECTA DE LA FUNCION “SWITCH ONTO FAULT” (ANSI 50HS) La siguiente falla se presentó el día 30 de Agosto del 2005 a las 15:19, la misma correspondió a una falla monofásica en la Fase S, a 11.9 km de la subestación A, tal y como se muestra en la siguiente figura figura 9.
figura 8.
Diagrama de ubicaciòn del evento para el CASO I I
El evento provocó el disparo por impedancia en zona 1 de la función 21 en el extremo A, la cual efectúa un ciclo disparorecierre exitoso, con lo cual queda cerrado el disyuntor en ese extremo. Por su parte el extremo B, presentó un disparo tripolar de parte de la función 50HS, no así de la función de impedancia, lo cual provoca como es normal, el bloqueo de la función de recierre dejando al disyuntor de ese extremo, en posición abierta. A. Analisis Post Falla del Desempeño del Relè
Lo primero que se debe destacar en este caso, es la operación incorrecta de la función ANSI 50HS la cual está diseñada específicamente para disparar en caso de fallas que se presenten justo durante el cierre de una línea, por ejemplo, cuando se hace la operación de cierre y uno de los extremos de la línea esta aterrizado.
Registro de evento del relé en el extremo B
Por todo lo anterior, se logró concluir que a pesar que la falla si fue pasajera y el relé del extremo A logró enganchar luego del recierre; para el extremo B, la falla de operación de la función de recierre fue producto directo de la operación incorrecta de la función cierre en falla. Por esta razón, las pruebas efectuadas al relé, van en función de determinar la causa por la cual dicha función operó de forma incorrecta. B. Determinaciòn de las causas de la Operaciòn Incorrecta de la funciòn ANSI 50HS y pruebas efectuadas para corroborar su desempeño
Un primer análisis del desempeño de la función ANSI 50HS, se hizo a partir del diagrama de operación de dicha función. Analizando dicho diagrama, se determina efectivamente que las condiciones requeridas por el arranque y por ende, disparo instantáneo de dicha función son superar un ajuste umbral de corriente denominado I>> , y detectar la señal de cierre de línea “line closure” durante un denominado “SOFT Time Delay”
intervalo
de
tiempo
Revisando el valor de estos ajustes en ambos relés, se puede observar que para el caso del Relé en el Extremo B, el valor de corriente de 37.5 A durante la falla, supera por mucho, el valor
de ajuste de umbral de corriente, el cual, como se muestra en la siguiente figura, es de 30.35 A
figura 10. Valores de ajuste de los umbrales de corriente de la función ANSI 50HS en ambos extremos figura 12. Ajustes del parámetro “reconocimiento de cierre de línea” en ambos relés.
figura 11. Lógica de operación de la función ANSI 50HS según manual del fabricante
Por otra parte, al revisar los parámetros de ajuste se notó una diferencia importante en el paráme tro de “reconocimiento de cierre de línea ”. Se puede observar que en una de las opciones, se toma en cuenta el voltaje en tanto que en la otra se toma en cuenta la indicación de posición del disyuntor. Para lograr una mejor comprensión del algoritmo de “reconocimiento de cierre de línea” se decidió efectuar
pruebas a cada una de las opciones disponibles en los ajustes del relé. Estas pruebas lograron demostrar que el umbral de corriente es determinante para la detección de cierre de línea en 3 de las 4 opciones de ajuste disponible, y que solamente el ajuste que contempla “reconocimiento de cierre de línea” por criterio de “cierre manual”, es el único que no depende de
detección de corriente, sino que únicamente de entradas binarias.
figura 13. Pruebas de operación para la señal “cierre de línea”
A raíz de dichas pruebas, se hizo un estudio de carga en la línea y se logró determinar que existe una fluctuación importante en su corriente de carga. Se pudo comprobar incluso que hay horas del día en las que la corriente de carga está por debajo del umbral mínimo requerido para detectar línea cerrada. Para validar esta condición, se registró el comportamiento del relé, lográndose comprobar efectivamente la activación y desactivación de la señal “cierre de línea” en una banda
horaria que contemplaba la hora en que actuó el relé por función ANSI 50HS. La siguiente gráfica muestra la fluctuación de la corriente de la línea en relación al ajuste “corriente umbral de polo
abierto”, la cual corresponde al valor de corriente mínimo requerido para detectar “cierre de línea”.
El evento en sí ocurrió alrededor de las 13 horas, lo cual implica un alto riesgo para el Sistema Eléctrico Nacional, ya que corresponde a las horas de mayor consumo. El disparo, como se muestra en el siguiente diagrama, ocurrió sin haber falla previa y consistió en la operación de los relés diferenciales que interconectan las subestaciones B y C, con la subestación A, en la barra de 138KV.
figura 14. Fluctuación de la corriente de la línea en valores secundarios, respecto al ajuste “corriente umbral de polo abierto”
Vale la pena destacar adicionalmente que la subestación A es considerada como critica, ya que la misma corresponde a una subestación de enlace entre los subsistemas de transporte a 138KV y 230KV. En ella además, se concentran líneas provenientes de las principales subestaciones con plantas de generación, tanto al norte como al sur del país. Un disparo en dicha barra, podría separar completamente los bloques de generación norte y sur del país en ese instante.
C. Acciones Correctivas
Como medida inmediata, se hizo un análisis de cargabilidad de las líneas del Sistema Eléctrico Nacional, con el fin de determinar cuáles de ellas presentaban altas fluctuaciones en la amplitud de corriente, altas corrientes de cortocircuito y la aparición de intervalos de muy baja carga. Una vez determinadas dichas líneas, se procedió a alambrar todas las señales de comando de cierre manual a las protecciones que contaban con la función 50HS, y se seleccionó el ajuste “Entrada Binaria de Indicación de Cierre Manual” para el ajuste “reconocimiento de cierre de línea” en dichas líneas. Es importante destacar que al ser una entrada binaria, la señal “Entrada Binaria de Indicación de Cierre Manual” podría presentar un fallo de alambrado, y no permitir la activación de la función ANSI 50HS en el momento que esta se requiere. Por esta misma razón, en aquellas líneas que presentaban características de carga más estables, y con un valor por encima del ajuste “corriente umbral de polo abierto” siempre,
se optó por dejar el ajuste que toma en cuenta el umbral de corriente, ya que el mismo es sensado de manera continua. También se hicieron pruebas en otros relés de distintos fabricantes y se pudo determinar que los criterios de detección de cierre de línea son muy distintos en otras marcas y modelos. V. TERCER CASO: OPERACIÓN INCORRECTA DE UNA FUNCION DIFERENCIAL DE LINEA (ANSI 87L) POR PROBLEMAS DE COMUNICACIÓN EN FIBRA OPTICA. Este último evento se presentó el 23 de marzo del 2011 y es quizá uno de los que requirió más análisis debido que, a diferencia de los otros dos, la operación se dio sin haber una falla previa.
figura 15. Diagrama de los interruptores que abrieron debido a operación incorrecta de la función ANSI 87L
Finalmente es importante destacar que no se alcanzaron corrientes de sobre carga, no hubo disparos ni arranques en ninguna otra función, y las líneas que dispararon, comparten unas cuantas torres a la salida de la subestación A. El disparo se presentó en más de una ocasión previo a tomar las acciones correctivas. A. Analisis Post Falla del Desempeño del Relè
Para analizar este evento, se requirió colectar y comparar de forma simultanea los registros de los cuatro relés involucrados, y comparar dichos registros en un mismo instante de tiempo, con el fin de verificar la secuencia de aparición de los eventos. Lo primero que se pudo comprobar al analizar los registros, es que en ningún instante hubo corrientes de falla, ni siquiera, valores de corriente cercanos al valor nominal. Adicionalmente, se pudo comprobar que en el instante de falla, las polaridades de las corrientes aparecían entrando en
un extremo, y saliendo en el extremo opuesto, por lo cual se pudo descartar cualquier error de polarización de corriente, ya sea por alambrado o por parametrización. Un primer indicador importante de la causa de falla, fue el hecho de que algunos de los relés analizados, presentaban un comportamiento intermitente de la señal de bloqueo / desbloqueo de la función ANSI 87L por pérdida de comunicación. Es sabido que para la correcta operación de la función 87L, se requiere el monitoreo conjunto de ambos extremos de la línea, con el fin de comparar las señales de corriente en ambos extremos. Esto se hace por medio de la fibra óptica que conecta ambos relés.
B. Determinaciòn de las causas de la Operaciòn Incorrecta de la funciòn ANSI 87L
Como se explicó anteriormente, al no existir una condición de falla en la red eléctrica que provocase la operación incorrecta del relé, hubo que hacer un análisis exhaustivo de toda la información recopilada por el relé, tanto en eventos como en registros oscilograficos. El primer trabajo realizado, fue hacer una prueba reflectométrica de la fibra óptica para determinar el estado del enlace. Al efectuar dicha prueba, se logró comprobar que efectivamente se tenían varios puntos de alta atenuación en las conexiones entre ambos pares de relés, de ambas líneas. Como se muestra en la siguiente figura, se lograron determinar empalmes en los patch cord, los cuales fueron implementados para poder acoplar los conectores ST del extremo del relé, con los conectores FC al extremo del distribuidor óptico. También se logró detectar que algunos tramos de dichos patch cord, presentaban fracturas, esto debido a que los mismos quedaban atrapados en el marco de la puerta del tablero.
figura 16. Registro de eventos almacenados en el relé del extremo A hacia el extremo B
Otro indicador importante, fue que los disparos no se dieron en forma simultánea por cada pareja de relés, sino que fue provocado por los relés de un extremo, y transferido al relé del extremo opuesto. Este detalle es muy importante, ya que es sabido que los relés que cuentan con función 87L deben operar como un conjunto, ya que entre ambos definen la corriente que entra y que sale, al inicio y al final de una zona protegida. figura 18. Detalle de los daños encontrados en los patch cord de los relés diferenciales.
Otro dato curioso que pudo comprobarse durante la inspección de la lista de eventos, fue que los relés que provocaron y transfirieron el disparo incorrecto, tenían una saturación del registro de eventos por la activación-desactivación constante de la señal “cierre de línea detectado”.
figura 17. Transferencia de disparos entre relés diferenciales, a los extremos de ambas zonas protegidas.
Como se muestra en la siguiente figura, el procesador del relé consume una parte importante de sus recursos atendiendo dicha solicitud de forma constante.
Finalmente se analizaron las oscilografias registradas por ambos relés, y se pudo comprobar que solamente los extremos que provocaron el disparo transferido en ambas líneas, detectaron una corriente diferencial.
figura 21. Registros oscilograficos de los relés 87L de la línea AC
Es importante recordar en este punto que la operación durante una falla, para los relés diferenciales viene dada por las siguientes ecuaciones figura 19. Registro de eventos del relé en el extremo A de la línea AC.
Este comportamiento, tal como se vio en el segundo caso expuesto en este mismo artículo, está relacionado con los ajustes “reconocimiento de cierre de línea” y “corriente umbral para detección de polo abierto”. Se pudo comprobar de
esta forma, que efectivamente la línea contaba con características de carga que hacían que la corriente oscilara en un valor cercano al valor de ajuste del umbral de corriente, el cual estaba ajustado a un 10% de la corriente nominal de la línea.
(1)
(2)
Donde k es el ajuste de sensibilidad, I1 e I2 las corrientes que ingresan a ambos lados de la zona de protección definida por una pareja de relés diferenciales. Se debe notar que hubo un comportamiento muy particular de cada pareja de relés diferenciales, ya que casualmente los relés que provocaron el disparo transferido, detectaron una corriente diferencial casi que igual a la corriente de restricción en el momento de provocar el disparo. Es importante también destacar que en condiciones de falla normales, ambos extremos deben notar una alta corriente de operación y una casi nula corriente de restricción. Del análisis de operación del relé mostrado en la figura 21, y de las respectivas ecuaciones (1) y (2), se puede deducir que la única forma que tanto Ioperacion, como Irestriccion sean muy parecidas, es precisamente ante la ausencia de medición de I2, o sea la corriente proveniente del extremo opuesto de la línea. C. Acciones correctivas
A pesar que para este caso no se logró reproducir todas las condiciones operativas del relé en el laboratorio, de los análisis efectuados al relé, se infirieron varias hipótesis. figura 20. Intensidad de corriente de carga y valores de ajuste de detección de línea abierta para la protección de línea AB.
La primera de ellas es que los relés que provocaron el disparo, tenían una sobrecarga en sus procesadores, producto de la
constante activación-desactivación de la señal “cierre de línea detectado”.
La segunda hipótesis, es que, producto de esa misma sobrecarga de procesamiento, los relés de protección que provocaron el disparo, lo hicieron porque no pudieron bloquear en determinado instante su función diferencial de línea. A partir de lo anterior, se presume que los mismos procedieron a hacer sus cálculos con datos erróneos, o incluso, con datos ausentes del extremo opuesto; precisamente por los daños que presentaba la fibra óptica. Partiendo de lo anterior, y como acciones correctivas, primeramente se procedió a restituir los patch cord, con patch cord a la medida, es decir con conectores ST-FC en los extremos, sin empalmes, e instalados con técnicas adecuadas de cableado estructurado, en ductos protegidos. Adicional a ello, se modificó el ajuste de “detección de cierre de línea” para aplicar el criterio de “entrada binaria por cierre manual”.
Con las modificaciones anteriores, se operaron las protecciones por un periodo de prueba de 1 mes. Durante este periodo, se deshabilitaron las salidas de disparo, y se programaron el alarmado mediante Leds, de las señales de “cierre de línea detectado”, “disparo diferencial” y “bloqueo por perdida de comunicación”.
Posterior a ese mes de prueba, luego de no notar ningún comportamiento extraño, se restableció de forma definitiva los relés diferenciales. A la fecha no se han vuelto a presentar operaciones incorrectas en dichos relés. VI.
CONCLUSIONES
El mantenimiento de protecciones en sistemas de transporte es una rama de la ingeniería que requiere un amplio conocimiento, tanto a nivel de sistemas de potencia para entender la dinámica de una red eléctrica; como a nivel de electrónica y telecomunicaciones, para lograr una comprensión de los algoritmos y funcionamiento de los relés microprocesados. A diferencia de otros sistemas, el mantenimiento de sistemas de protección no está enfocado precisamente a supervisar el desgaste de componentes, o a monitorear la degradación por operación excesiva de los activos, sino que está enfocado principalmente a garantizar la confiabilidad operativa de las funciones de protección. Un relé de protección pasa la mayoría de tiempo en estado ocioso, pero requiere de un funcionamiento óptimo, precisamente cuando las condiciones del sistema eléctrico se ven comprometidas. Es precisamente por esta razón, que muchas de las fallas operativas de los relés, se pueden categorizar como fallas
ocultas, ya que solamente van a quedar en evidencia ante una contingencia eléctrica. De igual manera, queda demostrado que una operación incorrecta es una condición que podría no ser detectada durante la puesta en marcha, y que podría estar asociada tanto a errores de ajuste dentro del relé, como a condiciones propias de su entorno operativo. Ambas condiciones podrían comprometer el sistema eléctrico, debido tanto a la perdida de selectividad, como a los retardos de operación o incluso aperturas indeseadas e inesperadas en ciertos puntos de la red eléctrica. Tener una conceptualización clara de los tipos de error de confiabilidad que pueden presentarse en los esquemas de control, es de vital importancia a la hora de analizar comportamientos inesperados de los esquemas de protección, y debe ser la base bajo la cual, se deben tomar las acciones correctivas. Las experiencias que fueron presentadas en este documento, resumen a modo de ejemplo, parte de los desafíos que representa la ingeniería de mantenimiento de sistemas de protección de redes eléctricas. R EFERENCIAS For papers published in translation journals, please give the English citation first, followed by the original foreign-language citation [6]. [1] J. Lewis Blackburn, Protective Relaying Principles and Applications, 2nd Edition, 1998, Dekker. [2] P.M. Anderson, Power System Protection, Wiley-Interscience, 1999 [3] Gerhard Ziegler, Numerical Distance Protection Principles and Applications, 2nd edition, 2006, Siemens. [4] Gerhard Ziegler, Numerical Differential Protection Principles and Applications, 2005, Siemens. [5] Jhon Moubray, Reliability-centred Maintenance, ediciòn en español, 2004, Aladon Ltd. [6] Siemens, Siprotec Distance Protection 7SA522, Manual, 2011 [7] Siemens, Siprotec Differential Protection 7SD610, Manual, 2001
