3617_Análisis de Operaciones Incorrectas y Fallas de Operación en Los Esquemas

8/20/2019 3617_Análisis de Operaciones Incorrectas y Fallas de Operación en Los Esquemas

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Análisis de Operaciones Incorrectas y Fallas de

Operación en los esquemas de protección del Sistema

Eléctrico Costarricense

Autor Ing Jeffrey Cordero LeitònÁrea Protección y Medición Región Central

UEN Transporte ElectricidadInstituto 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 como durante la operación estable delsistema eléctrico nacional costarricense.

Los casos que se presentan, están comprendidos entre losaños 2004 y 2011 en distintos elementos del sistema detransmisión pertenecientes a la red del ICE y son casosrepresentativos donde hubo que hacer un análisis exhaustivomediante pruebas de laboratorio.

En cada caso se hace una explicación del evento, se categorizael tipo de falla bajo el contexto de tipo de falla de confiabilidad, seanaliza el comportamiento del relé a través de sus registroseventos y oscilografias, se detallan las pruebas de laboratorioefectuadas para evaluar el comportamiento de las funcionesinvolucradas, y se mencionan las acciones correctivas aplicadaspara la corrección del problema.

Como resultado, se tiene un extracto de algunas de lasexperiencias de mantenimiento más interesantes en la rama deingeniería de protecciones, asociadas en la red de transporteeléctrico de Costa Rica.

Palabras Clave --- Esquemas de protecciòn, funciones deprotecciòn, Protecciòn de Impedancia, Protecciòn D if erencial,Funciòn de Reciere, Funciòn de Cierre bajo F all a, Oscilaciones de

Potencia, Conf iabi li dad de Esquemas de Protecciòn en Sistemas de

Potencia.

I. I NTRODUCCION

Una parte muy importante para la correcta operación de unsistema eléctrico de potencia, reside en la confiabilidad de laoperación de sus esquemas de protección. Para garantizar laconfiabilidad de dichos esquemas, se debe contar con eltrabajo 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 elsistema eléctrico, se logre la correcta operación de todos loscomponentes que conforman el sistema de protección deforma selectiva, rápida y segura. Sin embargo, la cantidad de

parámetros de ajuste, algoritmos de operación, ycaracterísticas 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 unsistema de protecciones. Es por esta razón, que la única formade verificar el correcto funcionamiento del mismo, es

precisamente analizando el comportamiento del relé una vezque este se ve sometido a operar ante una falla real delsistema.

Dado que en la actualidad la mayoría de esquemas de protección han evolucionado a sistemas microprocesados, selogra contar con gran cantidad de información que permitehacer un análisis más exhaustivo de la operación de los relés de

protección. Dicha información no solamente incluye un listadosecuencial de las funciones y señales que se activan durante el

proceso, sino también un registro en formato COMTRADE dela 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 podersometer nuevamente al relé a un escenario bastante similar a lafalla real acontecida en el sistema.

En Costa Rica, el Área de protección y medición delInstituto Costarricense de Electricidad (ICE), está conformada

por tres regiones que abarcan todo el territorio costarricense, asaber: Central, Chorotega (o Norte) y Huetar (o sur). A dichaárea, corresponde la parametrización, puesta en marcha ymantenimiento tanto de equipos de protección, como de loscontroles y medidores ubicados en las salas de control de lassubestaciones. Los análisis que se detallan en este informe,fueron efectuados como parte de las labores propias demantenimiento de la región central, y son el marco dereferencia para tomar las acciones correctivas en cada uno delos casos.

II. CLASIFICACION DE LOS TIPOS DE ERROR DE CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE PROTECCION

En los casos que se presentan errores de confiabilidad de lossistemas de protección, estos pueden clasificarse en dos


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grupos principales, los cuales son complementarios peroopuestos entre sí:

A. Operaciones Incorrectas

Se refiere a disparos indeseados de relés de protecciónante eventos externos a su zona de protección, o dinámicas dela red, que aunque no corresponden a fallas, vuelven sensible

o provocan comportamientos aleatorios a alguna o variasfunciones de protección. Estos disparos actúan cuando no sonrequeridos. Dichas operaciones pueden provocar disparos encascada en diferentes puntos de la red, aun cuando estos noestán con fallas y comprometen los criterios de seguridadoperativa de los sistemas eléctricos de potencia ya que generanla desconexión de múltiples elementos. Dependiendo delmomento en que se presenten, dichas operaciones incorrectas

podrían incluso provocar un colapso del sistema si se da lasalida de unidades de generación o líneas de interconexiónimportantes, durante periodos de alta demanda energética.

B. Fallas de Operaciòn

Se refiere a la ausencia de disparos o el bloqueo nodeseado de funciones en relés de protección ante fallas oeventos dentro de la zona de protección, cuando dichasoperaciones son requeridas. Estos errores, pueden deberse a

problemas de sensibilidad de los ajustes de protección, erroresde cálculo durante la selección de ajustes, saturación de losórganos de medición, o errores de interpretación de losalgoritmos responsables de la activación de una funciónespecífica de un relé o modelo de relé en particular. Dichoserrores, son siempre críticos ya que implican la permanenciano 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, oincluso la indisponibilidad del servicio ante fallasmomentáneas, 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 demantenimiento, así como los analistas de las áreas de diseño eingeniería, el correcto análisis e interpretación de dichoserrores, con el fin de lograr tomar las acciones correctivas

pertinentes.

En el caso particular de fallas de Operación, aunque estascasi siempre son más críticas dado que comprometen larapidez y la selectividad ante un evento anormal en la red, sonhasta cierto punto más fáciles de detectar y analizar

precisamente porque aparecen bajo condiciones decontingencia del sistema de potencia. Generalmente se logradeterminar fácilmente la zona afectada, las funciones

involucradas y se podría contar con un registro oscilográficode la falla que permita hasta cierto punto, lograr unareconstrucción del evento que puso en evidencia el error en laconfiabilidad. Con lo anterior, se pueden generar una serie de

pruebas que permiten evidenciar el punto de no operación delrelé. Al mismo tiempo, se podría reforzar momentáneamenteel 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 deanálisis.

Para el caso de Operaciones Incorrectas, estas siempreimplican un mayor análisis e investigación del evento, ya que

pueden aparecen de forma aleatoria en uno o más relés, y nonecesariamente obedecen a un problema de inestabilidad en lared, 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 lasoperaciones incorrectas podrían presentarse en condiciones deestabilidad del sistema, podrían aparecer de forma simultáneay completamente aleatoria en distintos puntos de la red. Loanterior no es conveniente para la disponibilidad del servicio,

principalmente en lapsos de alta demanda y deben seratendidas y corregidas lo antes posible. Dado que no dependennecesariamente de la aparición de un evento en particular, esdifícil tomar una acción correctiva que evite una nuevaoperación incorrecta en cualquier momento, mientras seidentifican sus causas. En algunos casos incluso podríaresultar más conveniente inhabilitar por completo la funciónque está operando en forma incorrecta y apoyarse en laoperación correcta de los respaldos tanto locales comoremotos.

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 enuna línea de distribución a las 6:15. La causa de la falla fue unaardilla que hace contacto con la línea de distribuciónaproximadamente en el kilómetro 1.4, tal y como se muestra enel siguiente diagrama

figura 1. Diagrama de ubicaciòn del evento para el CASO I


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En este caso particularmente ocurrieron dos errores deconfiabilidad que pudieron ser prevenidos antes del evento:

1. La protección de la línea de distribución habíasido recientemente intervenida y no tenía el canalde comunicación habilitado en ese momento.

2. El disyuntor de potencia del lado de baja deltransformador 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 deTransporte en la subestación B, es en este punto que aparece eltercer error no contemplado en la protección de respaldo, yque corresponde al análisis que se expone a continuación.

A. Anàlisis post falla del desempeño del relè

El primer error que pudo detectarse, es que a pesar queambos relés de impedancia debían despejar la falla en tiempo

de zona inversa (ajustado en 4 seg), el relé impedanciacorrespondiente a la línea Sub A-Sub C, no opero sino hastadespués de 21.5 seg de detectada la falla.

El primer síntoma que da indicios de una falla de operaciónse aprecia en los registros de eventos del relé impedancia. Endichos registros se nota una intermitencia en la activación ydesactivación de la función “68 Power Swing Detected” a

partir de 1.4 seg de iniciada la falla. Este comportamiento serepite de forma intermitente en lapsos inferiores a los 4 seg deajuste de la zona inversa, hasta que finalmente aparece porúltima vez en estado OFF, a los 17.5 seg de iniciado el evento,es decir 4 seg antes del disparo definitivo de la protección porzona inversa.

figura 2. Registro de Eventos del rele impedancia de la línea detransporte entre subestaciones A y B

Al analizar la función “68 Power Swing detected” deacuerdo al fabricante, la misma es utilizada para evitar laoperación incorrecta de la función impedancia duranteoscilaciones de potencia.

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 voltajecomplementaria a una variación de corriente (unode estar alto y el otro bajo)

3. El vector de impedancia, debe tener una razón decambio definida por dos polígonos nominadoscomo APOL y PPOL, los cuales están definidos

por el ajuste de la zona Z4, con una distancia de1Ω para relés de 5Amp y de 5Ω para relés de 1Amp.

figura 3. Criterio de detección de oscilaciones de potenciamediante polígonos APOL y PPOL

Como se logró apreciar, de la oscilografia de la falla, senota claramente que el evento, al ser una falla trifásica, y tenerun comportamiento intermitente en las inmediaciones de Z4,

producto del movimiento del conductor, cumplió con todas lascondiciones requeridas por el algoritmo de oscilación de

potencia. Sin embargo, no se trata de una oscilación de potencia.

figura 4. Comportamiento de la falla registrada por el relé


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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 vectorde impedancia, la que provocó el comportamiento errático delrelé a la hora de discriminar una falla de una oscilación de

potencia.

Las pruebas efectuadas se basaron prácticamente en generardistintos archivos de falla, de forma tal que se lograse unavariación del vector de impedancia con distintas razones decambio utilizando como punto de falla, los mismo valoresregistrados en el momento del disparo del relé.

Se probaron varios escenarios, los cuales incluyeron, tanto elingreso y permanencia a la zona de falla, como la entrada ysalida de dicha zona, con distintas razones de cambio. Estas

pruebas se efectuaron tanto en Z1, como Z3 y Z5, convariaciones solo en la parte resistiva, y luego en la parte

resistiva e inductiva.Las siguientes imágenes muestran un ejemplo de algunas delas pruebas, así como el comportamiento del relé para unarazón de cambio dada. Se adjuntan además las tablas resumende resultados de todas las pruebas efectuadas.

figura 5. Trayectoria de falla para la prueba 1

figura 6. Trayectoria de falla para la prueba 10

figura 7. Secuencia de eventos registrados por el equipo de prueba OMICRON para el ensayo 3

TABLA I RESUMEN DE RESULTADO DE PRUEBAS Z1 YZ3

TABLA II RESUMEN DE RESULTADO DE PRUEBAS Z5


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C. Acciones Correctivas

Una vez que se logró determinar la influencia de la razón decambio de una falla, en el comportamiento del relé, se envió elinforme de pruebas detalladas al fabricante del equipo. Comorespuesta, se logró una actualización del firmware de la

protección, el cual incluye entre las mejoras, la detección de larazón de cambio de la parte inductiva, respecto a la parteresistiva. Este cambio obedece, a que en oscilaciones de

potencia reales, las variaciones sobre impedancia resistiva eimpedancia inductiva no ocurren en la misma proporción y ala misma velocidad, tal y como se simularon en pruebas.

Posterior a la actualización del firmware se realizaronnuevamente las mismas pruebas, y se logró comprobar que elrelé no activa su función de bloqueo por oscilación de

potencia.

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 alas 15:19, la misma correspondió a una falla monofásica en laFase S, a 11.9 km de la subestación A, tal y como se muestraen la siguiente figura

figura 8. Diagrama de ubicaciòn del evento para el CASO II

El evento provocó el disparo por impedancia en zona 1 de lafunción 21 en el extremo A, la cual efectúa un ciclo disparo-recierre exitoso, con lo cual queda cerrado el disyuntor en eseextremo.

Por su parte el extremo B, presentó un disparo tripolar de partede la función 50HS, no así de la función de impedancia, locual provoca como es normal, el bloqueo de la función derecierre dejando al disyuntor de ese extremo, en posiciónabierta.

A. Analisis Post Falla del Desempeño del Relè

Lo primero que se debe destacar en este caso, es la operaciónincorrecta de la función ANSI 50HS la cual está diseñadaespecíficamente 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 dela línea esta aterrizado.

La condición que debe cumplir la falla para que active dichafunción, es que debe venir precedida de una señal que indiqueel “cierre de la línea” y al mismo tiempo, exceder el umbral deajuste de corriente de cortocircuito propio de una falla a tierrade baja impedancia.

Como consecuencia, se debe provocar el disparo tripolar haciael disyuntor y bloquearse la función de recierre, ya que las

fallas que se presentan justo en el momento de cierre, tienenuna alta probabilidad que no sean pasajeras.

Seguidamente se muestra el registro de falla del relé en elextremo B, el cual registró una corriente de falla de 5.99 KA,lo cual corresponde a 37.5 A en el secundario. Vale la penadestacar que la corriente de falla registrada por el relé en elextremo A fue de 3.93 KA lo que corresponde a 24.6 A en elsecundario, o sea mucho más baja que la del extremo B

figura 9. Registro de evento del relé en el extremo B

Por todo lo anterior, se logró concluir que a pesar que la fallasi fue pasajera y el relé del extremo A logró enganchar luego

del recierre; para el extremo B, la falla de operación de lafunción de recierre fue producto directo de la operaciónincorrecta de la función cierre en falla. Por esta razón, las

pruebas efectuadas al relé, van en función de determinar lacausa 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 quelas condiciones requeridas por el arranque y por ende, disparoinstantáneo de dicha función son superar un ajuste umbral decorriente denominado I>> , y detectar la señal de cierre delínea “line closure” durante un intervalo de tiempo

denominado “SOFT Time Delay”

Revisando el valor de estos ajustes en ambos relés, se puedeobservar que para el caso del Relé en el Extremo B, el valor decorriente de 37.5 A durante la falla, supera por mucho, el valor


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de ajuste de umbral de corriente, el cual, como se muestra enla siguiente figura, es de 30.35 A

figura 10. Valores de ajuste de los umbrales de corriente de lafunción ANSI 50HS en ambos extremos

figura 11. Lógica de operación de la función ANSI 50HS segúnmanual del fabricante

Por otra parte, al revisar los parámetros de ajuste se notó unadiferencia importante en el parámetro de “reconocimiento decierre 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 encuenta 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 ajustesdel relé. Estas pruebas lograron demostrar que el umbral decorriente es determinante para la detección de cierre de líneaen 3 de las 4 opciones de ajuste disponible, y que solamente elajuste 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 12. Ajustes del parámetro “reconocimiento de cierre delínea” en ambos relés.

figura 13. Pruebas de operación para la señal “cierre de línea”

A raíz de dichas pruebas, se hizo un estudio de carga en lalínea y se logró determinar que existe una fluctuaciónimportante en su corriente de carga. Se pudo comprobarincluso que hay horas del día en las que la corriente de carga

está por debajo del umbral mínimo requerido para detectarlínea cerrada.

Para validar esta condición, se registró el comportamiento delrelé, lográndose comprobar efectivamente la activación ydesactivación de la señal “cierre de línea” en una banda

horaria que contemplaba la hora en que actuó el relé porfunción ANSI 50HS.

La siguiente gráfica muestra la fluctuación de la corriente dela línea en relación al ajuste “corriente umbral de polo


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abierto”, la cual corresponde al valor de corriente mínimo

requerido para detectar “cierre de línea”.

figura 14. Fluctuación de la corriente de la línea en valoressecundarios, respecto al ajuste “corriente umbral de poloabierto”

C. Acciones Correctivas

Como medida inmediata, se hizo un análisis de cargabilidadde las líneas del Sistema Eléctrico Nacional, con el fin dedeterminar cuáles de ellas presentaban altas fluctuaciones enla amplitud de corriente, altas corrientes de cortocircuito y laaparición de intervalos de muy baja carga. Una vezdeterminadas dichas líneas, se procedió a alambrar todas lasseñales de comando de cierre manual a las protecciones quecontaban con la función 50HS, y se seleccionó el ajuste“Entrada Binaria de Indicación de Cierre Manual” para elajuste “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 dela función ANSI 50HS en el momento que esta se requiere.Por esta misma razón, en aquellas líneas que presentabancaracterísticas de carga más estables, y con un valor porencima del ajuste “corriente umbral de polo abierto” siempre,

se optó por dejar el ajuste que toma en cuenta el umbral decorriente, ya que el mismo es sensado de manera continua.

También se hicieron pruebas en otros relés de distintosfabricantes y se pudo determinar que los criterios de detecciónde cierre de línea son muy distintos en otras marcas ymodelos.

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 esquizá uno de los que requirió más análisis debido que, adiferencia de los otros dos, la operación se dio sin haber unafalla previa.

El evento en sí ocurrió alrededor de las 13 horas, lo cualimplica un alto riesgo para el Sistema Eléctrico Nacional, yaque corresponde a las horas de mayor consumo.

El disparo, como se muestra en el siguiente diagrama, ocurriósin haber falla previa y consistió en la operación de los relésdiferenciales que interconectan las subestaciones B y C, con lasubestación A, en la barra de 138KV.

Vale la pena destacar adicionalmente que la subestación A esconsiderada como critica, ya que la misma corresponde a unasubestación de enlace entre los subsistemas de transporte a138KV y 230KV. En ella además, se concentran líneas

provenientes de las principales subestaciones con plantas degeneración, tanto al norte como al sur del país. Un disparo endicha barra, podría separar completamente los bloques degeneración norte y sur del país en ese instante.

figura 15. Diagrama de los interruptores que abrieron debido aoperación incorrecta de la función ANSI 87L

Finalmente es importante destacar que no se alcanzaroncorrientes de sobre carga, no hubo disparos ni arranques enninguna otra función, y las líneas que dispararon, compartenunas cuantas torres a la salida de la subestación A.

El disparo se presentó en más de una ocasión previo a tomarlas 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 relésinvolucrados, y comparar dichos registros en un mismoinstante de tiempo, con el fin de verificar la secuencia deaparición de los eventos.

Lo primero que se pudo comprobar al analizar los registros, esque en ningún instante hubo corrientes de falla, ni siquiera,valores de corriente cercanos al valor nominal.

Adicionalmente, se pudo comprobar que en el instante defalla, las polaridades de las corrientes aparecían entrando en


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un extremo, y saliendo en el extremo opuesto, por lo cual se pudo descartar cualquier error de polarización de corriente, yasea por alambrado o por parametrización.

Un primer indicador importante de la causa de falla, fue elhecho de que algunos de los relés analizados, presentaban uncomportamiento 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, serequiere el monitoreo conjunto de ambos extremos de la línea,con el fin de comparar las señales de corriente en ambosextremos. Esto se hace por medio de la fibra óptica queconecta ambos relés.

figura 16. Registro de eventos almacenados en el relé del extremoA hacia el extremo B

Otro indicador importante, fue que los disparos no se dieronen forma simultánea por cada pareja de relés, sino que fue

provocado por los relés de un extremo, y transferido al relé delextremo opuesto. Este detalle es muy importante, ya que es

sabido que los relés que cuentan con función 87L debenoperar como un conjunto, ya que entre ambos definen lacorriente que entra y que sale, al inicio y al final de una zona

protegida.

figura 17. Transferencia de disparos entre relés diferenciales, a losextremos de ambas zonas protegidas.

B. Determinaciòn de las causas de la Operaciòn Incorrecta

de la funciòn ANSI 87L

Como se explicó anteriormente, al no existir una condición defalla en la red eléctrica que provocase la operación incorrectadel relé, hubo que hacer un análisis exhaustivo de toda lainformación recopilada por el relé, tanto en eventos como enregistros oscilograficos.

El primer trabajo realizado, fue hacer una pruebareflectométrica de la fibra óptica para determinar el estado delenlace. Al efectuar dicha prueba, se logró comprobar queefectivamente se tenían varios puntos de alta atenuación en lasconexiones entre ambos pares de relés, de ambas líneas.

Como se muestra en la siguiente figura, se lograron determinarempalmes en los patch cord, los cuales fueron implementados

para poder acoplar los conectores ST del extremo del relé, conlos conectores FC al extremo del distribuidor óptico. Tambiénse logró detectar que algunos tramos de dichos patch cord,

presentaban fracturas, esto debido a que los mismos quedabanatrapados en el marco de la puerta del tablero.

figura 18. Detalle de los daños encontrados en los patch cord delos relés diferenciales.

Otro dato curioso que pudo comprobarse durante la inspecciónde la lista de eventos, fue que los relés que provocaron ytransfirieron el disparo incorrecto, tenían una saturación delregistro de eventos por la activación-desactivación constante

de la señal “cierre de línea detectado”. Como se muestra en la siguiente figura, el procesador del reléconsume una parte importante de sus recursos atendiendodicha solicitud de forma constante.


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figura 19. Registro de eventos del relé en el extremo A de la línea

AC.

Este comportamiento, tal como se vio en el segundo casoexpuesto en este mismo artículo, está relacionado con losajustes “reconocimiento de cierre de línea” y “corriente

umbral para detección de polo abierto”. Se pudo comprobar deesta forma, que efectivamente la línea contaba con

características de carga que hacían que la corriente oscilara enun valor cercano al valor de ajuste del umbral de corriente, elcual estaba ajustado a un 10% de la corriente nominal de lalínea.

figura 20. Intensidad de corriente de carga y valores de ajuste dedetección de línea abierta para la protección de línea AB.

Finalmente se analizaron las oscilografias registradas porambos relés, y se pudo comprobar que solamente los extremosque 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 duranteuna falla, para los relés diferenciales viene dada por lassiguientes ecuaciones

(1)

(2)

Donde k es el ajuste de sensibilidad, I1 e I2 las corrientes queingresan a ambos lados de la zona de protección definida poruna pareja de relés diferenciales.

Se debe notar que hubo un comportamiento muy particular decada pareja de relés diferenciales, ya que casualmente los relésque provocaron el disparo transferido, detectaron una corrientediferencial casi que igual a la corriente de restricción en elmomento de provocar el disparo. Es importante tambiéndestacar que en condiciones de falla normales, ambosextremos deben notar una alta corriente de operación y unacasi nula corriente de restricción.

Del análisis de operación del relé mostrado en la figura 21, yde las respectivas ecuaciones (1) y (2), se puede deducir que laúnica 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 lascondiciones operativas del relé en el laboratorio, de losanálisis efectuados al relé, se infirieron varias hipótesis.

La primera de ellas es que los relés que provocaron el disparo,tenían una sobrecarga en sus procesadores, producto de la


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constante activación-desactivación de la señal “cierre de líneadetectado”.

La segunda hipótesis, es que, producto de esa mismasobrecarga de procesamiento, los relés de protección que

provocaron el disparo, lo hicieron porque no pudieron bloquear en determinado instante su función diferencial delínea. 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 losdaños que presentaba la fibra óptica.

Partiendo de lo anterior, y como acciones correctivas, primeramente se procedió a restituir los patch cord, con patchcord a la medida, es decir con conectores ST-FC en losextremos, sin empalmes, e instalados con técnicas adecuadasde cableado estructurado, en ductos protegidos.

Adicional a ello, se modificó el ajuste de “detección de cierrede 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 ningúncomportamiento extraño, se restableció de forma definitiva losrelés diferenciales. A la fecha no se han vuelto a presentaroperaciones incorrectas en dichos relés.

VI. CONCLUSIONES

El mantenimiento de protecciones en sistemas de transporte esuna rama de la ingeniería que requiere un amplioconocimiento, tanto a nivel de sistemas de potencia paraentender la dinámica de una red eléctrica; como a nivel deelectrónica y telecomunicaciones, para lograr unacomprensión de los algoritmos y funcionamiento de los relésmicroprocesados.

A diferencia de otros sistemas, el mantenimiento de sistemasde protección no está enfocado precisamente a supervisar eldesgaste de componentes, o a monitorear la degradación poroperación excesiva de los activos, sino que está enfocado

principalmente a garantizar la confiabilidad operativa de lasfunciones de protección. Un relé de protección pasa lamayoría de tiempo en estado ocioso, pero requiere de unfuncionamiento óptimo, precisamente cuando las condicionesdel sistema eléctrico se ven comprometidas.

Es precisamente por esta razón, que muchas de las fallasoperativas de los relés, se pueden categorizar como fallas

ocultas, ya que solamente van a quedar en evidencia ante unacontingencia eléctrica.

De igual manera, queda demostrado que una operaciónincorrecta es una condición que podría no ser detectadadurante la puesta en marcha, y que podría estar asociada tantoa errores de ajuste dentro del relé, como a condiciones propiasde su entorno operativo.

Ambas condiciones podrían comprometer el sistema eléctrico,debido tanto a la perdida de selectividad, como a los retardosde operación o incluso aperturas indeseadas e inesperadas enciertos puntos de la red eléctrica.

Tener una conceptualización clara de los tipos de error deconfiabilidad que pueden presentarse en los esquemas decontrol, es de vital importancia a la hora de analizarcomportamientos inesperados de los esquemas de protección,y debe ser la base bajo la cual, se deben tomar las accionescorrectivas.

Las experiencias que fueron presentadas en este documento,resumen a modo de ejemplo, parte de los desafíos querepresenta la ingeniería de mantenimiento de sistemas de

protección de redes eléctricas.

R EFERENCIAS

For papers published in translation journals, please give theEnglish citation first, followed by the original foreign-languagecitation [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 andApplications, 2nd edition, 2006, Siemens.

[4] Gerhard Ziegler, Numerical Differential Protection Principles andApplications, 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

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