estudio para la implementación del sistema de

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2004

Estudio para la implementación del sistema de teleprotección en Estudio para la implementación del sistema de teleprotección en

la red de distribución de 57.5 kV de Codensa S.A. ESP la red de distribución de 57.5 kV de Codensa S.A. ESP

Carolina Navarrete Gómez Universidad de La Salle, Bogotá

Fabián Torres Valderrama Universidad de La Salle, Bogotá

Follow this and additional works at: https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica

Citación recomendada Citación recomendada Navarrete Gómez, C., & Torres Valderrama, F. (2004). Estudio para la implementación del sistema de teleprotección en la red de distribución de 57.5 kV de Codensa S.A. ESP. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/566

This Trabajo de grado - Pregrado is brought to you for free and open access by the Facultad de Ingeniería at Ciencia Unisalle. It has been accepted for inclusion in Ingeniería Eléctrica by an authorized administrator of Ciencia Unisalle. For more information, please contact [email protected].

https://ciencia.lasalle.edu.co/

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica

https://ciencia.lasalle.edu.co/fac_ingenieria

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica?utm_source=ciencia.lasalle.edu.co%2Fing_electrica%2F566&utm_medium=PDF&utm_campaign=PDFCoverPages

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/566?utm_source=ciencia.lasalle.edu.co%2Fing_electrica%2F566&utm_medium=PDF&utm_campaign=PDFCoverPages

mailto:[email protected]

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA UNIVERSIDAD DE LA SALLE

Carolina Navarrete Gómez Fabián Torres Valderrama 1

ESTUDIO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE 57.5 kV DE CODENSA S.A. ESP.

CAROLINA NAVARRETE GÓMEZ FABIÁN TORRES VALDERRAMA

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTA D. C. 2004



ESTUDIO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE 57.5 kV DE CODENSA S.A. ESP.

CAROLINA NAVARRETE GÓMEZ FABIÁN TORRES VALDERRAMA

Proyecto de Grado para optar el título de Ingeniero Electricista

Director Ingeniero CARLOS EDINSON POLANCO PUENTES

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTA D. C. 2004



Nota de Aceptación:

__________________________________ __________________________________ __________________________________ __________________________________ __________________________________ __________________________________

__________________________________ Firma del Director del Proyecto

__________________________________ Firma del Jurado

__________________________________ Firma del Jurado

Bogotá D.C. 12 de Noviembre de 2004



A Dios nuestro señor, quien por su infinita bondad nos ha permitido estar en este punto, dándonos la vida y sobre todo estando presente en nosotros, siendo nuestra fortaleza, bastón y refugio en los momentos difíciles. A nuestros padres, que con todo el amor y sacrificios se esforzaron para brindarnos la oportunidad de estudiar; y no quedando solo ahí se llenaron de paciencia comprendiendo situaciones y aguardando como nosotros el anhelado momento y es por eso que les decimos: “Que el conocimiento, la felicidad y la experiencia los acompañe siempre, para que el mundo se beneficie de sus valiosas vidas.” A Juan Camilo que nos acompaña en esencia y su recuerdo nos da fuerza y motivación todos los días. A todas aquellas personas que nos ayudaron y apoyaron a que nuestras metas e ilusiones se hicieran realidad.



AGRADECIMIENTOS Los autores expresan sus agradecimientos a: Ingeniero Carlos Edinson Polanco Puentes, que con su constancia, acompañada de sus grandes conocimientos nos aportó las bases necesarias para el desarrollo de este proyecto. Ingeniero Roberto Mario Esmeral Berrio, por el apoyo incondicional que nos brindó en la culminación de este proyecto. CODENSA S.A ESP, por su valiosa colaboración en la realización del presente proyecto. Ingenieros y demás personas, que aportaron su punto de vista para estructurar y adecuar de una forma óptima .



Este trabajo de grado no compromete a la Universidad de la Salle, ni a la empresas aquí mencionadas, solamente es de total responsabilidad de los autores las ideas expuestas a continuación.



CONTENIDO

Pág. INTRODUCCIÓN................................................................................................................ 20 1. ANTECEDENTES......................................................................................................... 22 1.1 EL PROBLEMA............................................................................................................ 22 1.2 ANTECEDENTES DEL SISTEMA DE LA PUESTA A TIERRA DEL SISTEMA 57.5 kV DE LA EEEB......................................................................................................... 22 1.2.1 Estudios Previos ....................................................................................................... 23 1.2.1.1 Universidad De Ilinois........................................................................................... 23 1.2.1.2 Motor Colombus .................................................................................................... 24 1.2.1.3 Westinghouse ........................................................................................................ 25 1.2.1.4 Intec......................................................................................................................... 25 1.2.2 Antecedentes De Protecciones Del Sistema 57.5 kV ...................................... 26 2. DESCRIPCIÓN DE LA RED ........................................................................................ 29 2.1. GENERALIDADES ..................................................................................................... 29 2.1.1 Subestación Calle Primera (Cp) ............................................................................ 30 2.1.2 Subestación Charquito (Ch) ................................................................................... 30 2.1.3 Subestación Concordia (Cn) .................................................................................. 31 2.1.4 Subestación Centro Urbano (Cu) .......................................................................... 31 2.1.5 Subestación Indumil (IN) ......................................................................................... 31 2.1.6 Subestación Gorgonzola (Gg) ................................................................................ 32 2.1.7 Subestación Salitre (Sa).......................................................................................... 32 2.1.8 Subestación San Facon (Sf)................................................................................... 33 2.1.9 Subestación San José (Sj)...................................................................................... 33



2.1.10 Subestación Veraguas (Ve).................................................................................. 34 2.1.11 Subestación Muña 2 (M2)..................................................................................... 34 3. MARCO TEÓRICO ........................................................................................................ 35 3.1 INTRODUCCIÓN A LA PROTECCIÓN DE TRANSMISIÓN................................ 35 3.1.1 Uso De Microprocesadores .................................................................................... 35 3.1.2 Algoritmos De Auto-Diagnóstico ............................................................................ 36 3.1.3 Funciones Múltiples ................................................................................................. 37 3.1.4 Comunicaciones ....................................................................................................... 37 3.1.5 Protecciones Adaptativas........................................................................................ 38 3.2 TELEPROTECCIÓN EN SISTEMAS DE POTENCIA ........................................... 39 3.3 PRIMEROS PASOS EN LA TELEPROTECCIÓN. ................................................ 40 3.4 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE LA TELEPROTECCIÓN..................... 41 3.5 ESQUEMA DE TELEPROTECCIÓN........................................................................ 42 3.5.1 Filosofías O Esquemas De Teleprotección.......................................................... 43 3.5.1.1 POTT (Permissive Overreaching Transfer Trip). ............................................ 43 3.5.1.2 PUTT (Permissive Underreaching Transfer Trip). ........................................... 43 3.5.1.3 DCUB (Directional Comparison Unblocking).................................................... 43 3.5.1.4 DCB (Directional Comparison Blocking). .......................................................... 43 3.5.1.5 DTT (Direct Transfer Trip) ................................................................................... 44 3.6 LAS COMUNICACIONES. ....................................................................................... 44 3.6.1 Arquitectura En Comunicaciones ........................................................................ 44 3.6.1.1 Arquitectura OSI (Modelo De Siete Capas)...................................................... 45 3.6.1.2 Arquitectura TCP/IP............................................................................................. 46 3.6.2. Redes De Comunicación ....................................................................................... 47



3.6.2.2 Medio no guiado.................................................................................................... 47 3.6.2.2.1 Redes –LAN- (Local Area Network): .............................................................. 47 3.6.2.2.2 Redes –WAN- (Wide Area Network): ............................................................. 47 3.6.2.3 Modelo Básico De Un Sistema De Comunicación .......................................... 48 3.6.3 Equipos De Comunicación SEL ............................................................................. 49 3.6.3.1 Comunicación Convencional Para Relés SEL ................................................. 49 3.6.3.2 Enlace De Comunicación Integrada Para Relés SEL ..................................... 50 3.7 MEDIOS DE TRANSMISIÓN EN TELEPROTECCIÓN. ....................................... 51 3.7.1 Enlace EIA 232 Y Fibra Óptica F.O....................................................................... 51 3.8 TELEPROTECCIÓN APLICADA A EQUIPOS SEL UTILIZADOS POR CODENSA S.A. ESP. ........................................................................................................ 55 3.8.1 Modelo De Comunicación Entre Equipos SEL .................................................... 55 3.8.2 Protocolo Mirrored Bit Para La Estructura De Datos En Equipos SEL. ......... 56 3.8.3 Seguridad En El Proceso De Transmisión De Datos Relé A Relé Para Equipos SEL. ...................................................................................................................... 57 3.8.4 Criterios Utilizados Para La Parametrización de las Pruebas de los Relés SEL 351 ............................................................................................................................... 58 3.8.4.1 Criterios de Ajuste de sobrecorriente ................................................................ 58 3.8.5 Parametrización De Los Relés SEL 351 Para La Aplicación De La Filosofía De Teleprotección POTT .................................................................................................. 59 3.9 PROCESAMIENTO DE INFORMACIÓN PARA REALIZAR APERTURA Y RECIERRE ASISTIDA POR COMUNICACIONES....................................................... 62 4. PRUEBAS DE LABORATORIO .................................................................................. 65 4.1 FALLA 1. FALLA CON DISPARO TRANSFERIDO Y RECIERRE EN AMBOS EXTREMOS. ....................................................................................................................... 65 4.2 FALLA 2: FALLA TEMPORIZADA (51) EN EL EXTREMO 3, E INSTANTÁNEA (50) EN EL EXTREMO 4 CON DISPAROS INDEPENDIENTES . ............................ 69



4.3 FALLA 3: FALLA INSTANTÁNEA (50) EN EL EXTREMO 3 Y TEMPORIZADA (51) EN EL EXTREMO 4. CON DISPARO INDEPENDIENTES ............................... 72 4.4 FALLA 4: FALLA CON SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL HACIA ADELANTE (67) EN EL EXTREMO 3 Y SOBRECORRIENTE HACIA ATRÁS (67) EN EL EXTREMO 4 -DISPARO INDEPENDIENTE SIN RECIERRE ....................... 74 4.5 FALLA 5: FALLA DE SOBRECORRIENTE HACÍA ATRÁS (67) EN EL EXTREMO 3 Y DE SOBRECORRIENTE HACÍA ADELANTE (67) EN EL EXTREMO 4. CON DISPARO INDEPENDIENTE SIN RECIERRE ......................... 76 4.6 FALLA 6: FALLA INSTANTÁNEA (50) EN EL EXTREMO 3 Y DE SOBRECORRIENTE HACIA ATRÁS (67) EN EL EXTREMO 4. CON DISPARO INDEPENDIENTE SIN RECIERRES .............................................................................. 78 4.7 FALLA 7: FALLA DE SOBRECORRIENTE HACÍA ATRÁS (67) EN EL EXTREMO 3 E INSTANTÁNEA (50) EN EL EXTREMO 4. CON DISPARO INDEPENDIENTE SIN RECIERRES .............................................................................. 80 4.8 FALLA 8: FALLA DE SOBRECORRIENTE HACIA ATRÁS (67) EN AMBOS EXTREMOS, SIN DISPAROS NI RECIERRES ............................................................ 83 4.9 TABLA DE RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS. ........................... 85 5. PROTOCOLO PRUEBAS DE RELÉ .......................................................................... 86 5.1 GENERALIDADES ...................................................................................................... 86 5.2 EQUIPOS A UTILIZAR .............................................................................................. 86 5.3 PROCEDIMIENTO A SEGUIR .................................................................................. 86 5.4 LABORES INICIALES S/E SAN FACON PROTECCIÓN SEL 351 .................... 87



5.4.1 Apertura De Disparos .............................................................................................. 87 5.4.2 Bloqueo De La Protección Falla Interruptor ......................................................... 88 5.4.3 Circuitos De Corriente Y Tensión .......................................................................... 88 5.5 SEÑALES EN LA SIMULACIÓN POR RELÉS AUXILIARES .............................. 89 6. ESQUEMA A IMPLEMENTAR EN UN MODULO DE LÍNEA................................. 91 6.1 COMUNICACIONES SEL MIRRORED BITS ......................................................... 92 6.1.1 Características y Beneficios ................................................................................... 92 6.1.2 Información General ................................................................................................ 92 7. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN DE LA TELEPROTECCIÓN. .......................... 94 7.1 SITUACIÓN SIN LA IMPLENTACIÓN DE LA TELEPROTECCIÓN................... 94 7.2 INGRESOS Y BENEFICIOS...................................................................................... 94 7.3 COSTOS DE INVERSIÓN ......................................................................................... 95 7.4 EVALUACIÓN FINANCIERA ..................................................................................... 96 CONCLUSIONES............................................................................................................... 97 BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................... 99



LISTA DE TABLAS

Pág. Tabla 1. Retardo de datos en que incurre un equipo desde el momento de envió hasta su procesamiento ................................................................................................... 42 Tabla 2. Ajustes de parámetros requeridos en los equipos para Comunicación entre relés........................................................................................................................... 61 Tabla 3. Ajustes de la Prueba ......................................................................................... 66 Tabla 4. Resultados de la prueba................................................................................... 68 Tabla 5. Ajustes para la simulación, falla 2................................................................... 70 Tabla 6. Ajustes para la simulación, falla 3................................................................... 72 Tabla 8: Ajustes para la simulación falla 4 .................................................................... 74 Tabla 9. Ajustes para la simulación, falla 5................................................................... 76 Tabla 10. Ajustes para la simulación, falla 6. ............................................................... 78 Tabla 11. Ajustes para la simulación, falla 7. ............................................................... 80 Tabla 12. Ajustes para la simulación, falla 8................................................................. 83 Tabla 13. Resultados de las simulaciones .................................................................... 85 Tabla 14. Listado de Fallas a Simular............................................................................ 89 Tabla 15. Ingresos (Ahorros) por Actividad................................................................... 95 Tabla 16. Costos de Inversión......................................................................................... 95



LISTA DE FIGURAS

Pág. Figura 1. Teleprotección por hilo piloto.......................................................................... 40 Figura 2. Diagrama Unifilar Típico para Líneas de Transmisión en Sistemas de Potencia .............................................................................................................................. 41 Figura 3. Esquema completo de protecciones con la implementación de teleprotección y la habilitación de recierres. ................................................................. 42 Figura 4. Arquitectura OSI ............................................................................................... 46 Figura 5. Arquitectura TCP/IP ......................................................................................... 46 Figura 6. Modelo Básico De Un Sistema De Comunicación ...................................... 48 Figura 7. Modelo de comunicación familia SEL ........................................................... 49 Figura 8. Modelos de Teleprotección por Medios Digitales ...................................... 52 Figura 9. Atenuaciones en Diferentes Medios de Transmisión de acuerdo con la frecuencia. .......................................................................................................................... 53 Figura 10. Criterios a considerar en especificaciones de F.O ................................... 54 Figura 11. Comunicaciones en equipos SEL................................................................ 55 Figura 12. Protocolo MirroredBit ..................................................................................... 56 Figura 13. Lógica para la generación del TR................................................................ 62 Figura 14. Lógica para generación del permissive Trip con DP1=PT ...................... 63 Figura 15. Lógica para el POTT, generación de la palabra Bit KEY ....................... 63 Figura 16. Diagrama Unifilar de la Falla Simulada ...................................................... 65 Figura 17. Comportamiento del sistema en prefalla, falla y postfalla con lógica de comunicación implementada ........................................................................................... 67



Figura 18. Señales lógicas generadas por cada uno de los estados en cambios de posición del interruptor ..................................................................................................... 68 Figura 19. Diagrama unifilar de la falla simulada ......................................................... 69 Figura 20. Comportamiento de cada uno de los extremos de la falla 2 ................... 71 Figura 21. Comportamiento de los interruptores.......................................................... 71 Figura 22. Diagrama unifilar de la falla simulada ......................................................... 72 Figura 23. Comportamiento de los interruptores.......................................................... 73 Figura 24. Diagrama unifilar de la falla simulada ......................................................... 74 Figura 25. Comportamiento de cada uno de los extremos de la falla 4 ................... 75 Figura 26. Comportamiento de los interruptores.......................................................... 75 Figura 27. Diagrama unifilar de la falla simulada ......................................................... 76 Figura 28. Comportamiento de cada uno de los extremos de la falla 5.................. 77 Figura 29. Comportamiento de los interruptores.......................................................... 77 Figura 30. Diagrama unifilar de la falla simulada ......................................................... 78 Figura 31. Comportamiento de cada uno de los interruptores de la falla 6 ............. 79 Figura 32. Comportamiento de los interruptores.......................................................... 79 Figura 33. Diagrama unfilar de la falla simulada .......................................................... 80 Figura 34. Comportamiento de cada uno de los extremos de la falla 7 ................... 81 Figura 35. Comportamiento de los interruptores.......................................................... 81 Figura 36. Diagrama unifilar de la falla simulada ......................................................... 83 Figura 37. Comportamiento de cada uno de los extremos de la falla 8 ................... 84 Figura 38. Comportamiento de los interruptores.......................................................... 84 Figura 39. Esquemático de las Pruebas End To End ................................................ 87



Figura 40 : Diagrama de implementación ..................................................................... 91



LISTA DE ANEXOS

Pág. ANEXO 1. SISTEMA 57.5 kV EN EL AÑO 1989. ...................................................... 100 ANEXO 2. ACTUAL SISTEMA DE 57.5 kV. ............................................................... 101 ANEXO 3. EVALUACIÓN FINANCIERA ....................... ¡Error! Marcador no definido.



GLOSARIO 27: Función de baja tensión A.C. Según la Norma ANSI C 37.2 de 1970. 50: Función instantánea de sobrecorriente. Según la Norma ANSI C 37.2 de 1970. 51: Función temporizada de sobrecorriente A.C. Según la Norma ANSI C 37.2 de 1970. 52 A: Estado de la posición del interruptor (1 = Cerrado, 0 = Abierto). 67: Función direccional de sobrecorriente A.C. Según la Norma ANSI C 37.2 de 1970. 79: Función de recierre A.C. Según la Norma ANSI C 37.2 de 1970. 81: Función de frecuencia. Según la Norma ANSI C 37.2 de 1970. 85: Función de teleprotección (Receptor de carrier o hilo piloto). Según la Norma ANSI C 37.2 de 1970. CT: Coil Trip. Bobina de disparo, encargada de realizar la apertura del interruptor. DCB: (Directional Comparison Blocking), corresponde a uno de los esquemas de teleprotección de comparación direccional con bloqueo. DCUB: (Directional Comparison Unblocking), corresponde a uno de los esquemas de teleprotección de comparación direccional con desbloqueo. DTT: (Direct Transfer Trip), disparo transferido directo.



DSTRT: Inicio del carrier direccional, aplica en esquemas de teleprotección que use lógica DCB. ECOMM: este ajuste permite seleccionar el esquema a implementar en los equipos SEL. Flipped Bit: Corresponde al cambio en el estado lógico de un bit, desde el memento en que se transmite, hasta el momento en que se recibe. KEY: Señal del equipo de comunicaciones que permite enviar el PT (Permissive Trip.) POTT: (Permissive Overreaching Transfer Trip), disparo transferido con sobrealcance permisivo. PUTT: (Permissive Underreaching Transfer Trip), disparo transferido con bajo alcance permisivo. Pruebas End To End: Pruebas extremo a extremo de un módulo de línea. PT: Permissive Trip. Señal que genera el permiso de apertura en la lógica de los esquemas de teleprotección. RMB1A: Corresponde al elemento que se activa con la recepción de esta palabra lógica. ROKx: Palabra lógica que me verifica la activación y estado del canal x de comunicación. TMB1A: Corresponde a l elemento que se va a transmitir por esta palabra lógica. TR: Trip, señal que genera el relé para dar la orden de apertura de un interruptor.



TRCOMM: Trip Comm, lógica que se aplica en teleprotección para realizar apertura a los interruptores, esta orden es asistida por comunicación.



INTRODUCCIÓN La empresa de Comercialización y Distribución de Energía CODENSA S.A. ESP, con área de influencia en la ciudad de Bogotá, posee un sistema de subtransmisión en el nivel de tensión de 57.5 kV, con trece subestaciones interconectadas, por 11 líneas y tres transformadores de puesta a tierra conectados en estrella, como fuentes de corrientes de secuencia cero para despejar las fallas a tierra que se presenten en este sistema, ubicados en la subestaciones de Charquito y Veraguas. Actualmente, CODENSA ha realizado un proyecto de modernización del esquema de protección de todos sus módulos de líneas, quedando pendiente implementar la teleprotección, para garantizar la confiabilidad, la selectividad y sobre todo la rapidez para el despeje de todo tipo de fallas que se presenten sobre este sistema de distribución. Con el presente estudio, para la implementación del sistema de teleprotección en la red de distribución del sistema distribución de 57.5 kV se reducen los tiempos de operación de las protecciones y mayor selectividad en la operación de las mismas, redundará en beneficio para todos los equipos de potencia que hacen parte de este sistema, teniendo en cuenta que estarán expuestos a un menor tiempo de falla, que se traduce en aumento de la vida útil de la infraestructura, en mayores ingresos para CODENSA y satisfacción de todos sus clientes. Para el desarrollo de este proyecto, se llevó a cabo un estudio a fondo del principio lógico y funcional de los relés SEL 351, instalados en el sistema de 57.5 kV, que incluyen una función interna de la teleprotección a través de uno de los puertos de comunicación RS232. Además, para entender toda su lógica fue necesario estudiar los esquemas de teleprotección existentes en el mundo, que pueden aplicarse en CODENSA. Posteriormente, se realizaron pruebas de laboratorio, para garantizar la comunicación relé a relé, con los ajustes de prueba. Se eligió como línea piloto de 57.5 kV la existente entre San Facón y San José, por tal razón, se realizó la programación de puertos de comunicación de la red de fibra óptica, direccionándolo de tal manera que el puerto RS232 de la subestación San Facón pueda ser visto en San José y viceversa, de esta forma se logró tener un canal de comunicación exclusivo para la teleprotección.



Finalmente, se instaló el cable de comunicación entre el relé y el equipo de fibra óptica y se verificó que la variable interna del relé llamada ROCK nos garantice la integridad de la comunicación y de la correcta conectividad. De esta manera, se logró establecer un canal de comunicación en la fibra óptica a ser utilizado en un esquema de teleprotección, que sirve como modelo a seguir en todo el sistema de 57,5 kV



1. ANTECEDENTES 1.1 EL PROBLEMA Considerando los antecedentes y pretendiendo mejorar la característica requerida de velocidad de operación de protecciones CODENSA S.A. ESP ha modernizado los relés de todos los módulos de línea en su sistema de subtransmisión de 57.5 kV, quedando pendiente la implementación del esquema de teleprotección. El proyecto de grado pretende establecer los requerimientos necesarios para finalmente llevar a cabo la implementación del esquema de teleprotección. Para ello, pretende utilizar uno de los canales de la red de fibra óptica instalada para la infraestructura de comunicaciones del nuevo centro de control de CODENSA S.A. ESP. Además, como parte de este proyecto se estudiará una aplicación de comunicación relé a relé (Mirrored Bits) utilizada por el fabricante de los equipos de protección, aplicándola por primera vez en CODENSA S.A. ESP. Cuando se determinen los requerimientos para la Implementación del esquema de Teleprotecciones, se propondrá un conjunto de pruebas y simulaciones (protocolos de comunicaciones) para garantizar el esquema de comunicación aplicado. 1.2 ANTECEDENTES DEL SISTEMA DE LA PUESTA A TIERRA DEL SISTEMA 57.5 kV DE LA EEEB Desde antes de 1971 hasta 1985, el sistema tenía conectado en la planta Salto 1 (57.5 kV), dos bobinas Peterson, como único punto de puesta a tierra. El objetivo de las bobinas es adicionar una inductancia en el sistema, de tal modo que cuando ocurran fallas monofásicas a tierra, la impedancia total sea muy alta y sin componente capacitiva, disminuyendo por tanto la magnitud de la corriente de falla; así las fallas temporales, sé auto extinguen. Aunque ocasionalmente estuvo sintonizada con la capacitancia de secuencia cero del sistema, por lo general su ajuste no se variaba según variara la configuración del sistema. Al ocurrir fallas monofásicas permanentes se observaba dos hechos:

1.) Ruido en la bobina Peterson (debido al paso de la corriente)



2.) Desequilibrio en las tensiones del sistema (detectado por tres voltímetros ubicados en la sala de maniobras y conectados a la S/E Gorgonzola).

Seguidamente se procedía a desconectar, una por una, las líneas de 57.5 kV, hasta encontrar la de la falla. La mayoría de subestaciones tenían los relés para falla a tierra y los relés diferenciales de línea, fuera de servicio. También estaba fuera de servicio seccionador de la bobina Peterson. La ausencia de estos equipos impedía que las fallas monofásicas fueran desconectadas en forma automática. No se llevaban estadísticas y por tanto no fue posible estimar la eficacia de este sistema de eliminación de fallas. En 1985 se instaló en Salto 1 un nuevo transformador de 20 MVA, 57.5/34.5/5.51 kV yyd, aterrizado en 57.5 kV y en 34.5 kV. A partir de entonces, este transformador aporta una corriente en las fallas monofásicas, suficiente para hacer operar los relés de Sobrecorriente de fase de las líneas e 57.5 kV y los pocos relés de tierra que están en servicio. Sin embargo la operación de relés no esta adecuadamente coordinada, ni hay garantía que fallas de alta resistencia (30 ohmios o más) sean detectadas. En 1986 se desconectaron del sistema las bobinas Peterson al entrar a mantenimiento la planta Salto 1; esto prácticamente no tuvo mayor incidencia ya que el aterrizaje en el transformador 57.5/34.5/5.51 kV anula el efecto de las bobinas. Al no existir las protecciones adecuadas, existe el riesgo que el devanado terciario del transformador 57.5/34.5/5.51 kV, en la planta Salto 1, quede sometido a sobrecargas de larga duración, durante una falla monofásica, de alta resistencia por consiguiente existe peligro para el transformador. 1.2.1 Estudios Previos En la investigación de este trabajo de grado se tuvo acceso a varios estudios sobre las protecciones del sistema 57.5 kV de la EEEB, en los cuales se tocó el tema del aterrizaje del sistema y la protección de las fallas a tierra. Se presenta a continuación un resumen de las principales conclusiones de estos estudios relacionados con este asunto. 1.2.1.1 Universidad De Ilinois Objeto: Análisis de redes - Sistema de Potencia EEEB (flujo de carga y corto circuito) Fecha: Mayo de 1963



El estudio de corto circuito se realizó en un tablero de corriente – continua para la configuración de 1964, incluyendo los casos de aterrizar el sistema de 57.5 kV con bobina Peterson ò con aterrizaje sólido en Charquito, Salto 1, Salitre, Concordia y Veraguas. En el segundo caso las corrientes de falla monofásica variaban entre 3750 A (Techo) y 7280 A (Concordia). Principales recomendaciones hechas después de realizar el estudio.

Necesidad de tener un sistema de protecciones adecuado y confiable. La capacidad de algunos interruptores de 57.5 kV y 600 MVA era inferior a

las corrientes esperadas y por tanto debían reemplazarse. Con aterrizaje sólido, las corrientes de falla monofásica eran suficientes

para la correcta protección con relés convencionales. El sistema de 57.5 kV debía aterrizarse solidamente en los sitios indicados

para garantizar la confiabilidad de las protecciones, con la desventaja de que se aumentarían el número de líneas, lo cual era de menor importancia por la cantidad de interconexiones existentes en la red.

No debían aterrizarse los neutros de 57.5 kV, para prevenir grandes corrientes de falla monofásica en el sistema de 11.4 kV.

1.2.1.2 Motor Colombus Objeto: Análisis de Protecciones Fecha: 1971 Principales recomendaciones:

Poner en servicio las protecciones diferenciales de línea. Poner en servicio las protecciones de tierra de las líneas, de acuerdo con

los ajustes calculados. Sintonizar la bobina Peterson con sobre compensación del 10%, e instalar

en paralelo con la bobina un transformador de potencial para una fácil sintonización.

Usar un segundo bobina Peterson (existente en la EEEB), en la S/E salitre.

Trasladar y poner en servicio un banco de transformadores de la S/E Salitre el seccionador con conexión automática temporizada (10 segundos) ante la ocurrencia de fallas monofásicas permanentes. Con esto se garantizaba suficiente señal a los relés de tierra.

Reemplazo de relés con mas de 25 años de uso. Aparentemente la mayoría de estas recomendaciones no fueron ejecutadas por la EEEB.



1.2.1.3 Westinghouse Objeto: Coordinación de relés Fecha: Marzo de 1981 Principales Recomendaciones: Los autores indican que la EEEB estaba investigando la posibilidad de aterrizar en Salitre el sistema de 57.5 kV y que con los niveles de falla monofásica existentes en la fecha del estudio, al estar aislado de tierra el sistema, no era posible la operación de los relés de tierra en 57.5 kV. Por las razones expuestas, se simuló el sistema aterrizado en Salitre y para esa configuración se recomendaron las calibraciones necesarías para los relés de fase y de tierra del sistema. Como la red de 57.5 kV estudiada era hipotética, el mayor énfasis del estudio se hizo para el sistema de 115 kV. 1.2.1.4 Intec Objeto: Ejecución de las recomendaciones dadas en el estudio de coordinación de protecciones de Westinghouse. Fecha: 1981 Principales recomendaciones: Se realizaron las pruebas a los relés del sistema de 115 kV y de 57.5 kV y se ajustaron dé acuerdo con lo recomendado. Respecto a los relés de tierra de 57.5 kV, no se modificó ni su ajuste ni su conexión, de acuerdo con instrucciones dadas por la EEEB. Analizando las pruebas realizadas a los relés ICP, por INTEC, se puede concluir lo siguiente:

En la fecha de ejecución, la mayoría de relés funcionaban correctamente. Para aproximadamente el 50 % de relés, se observa que la curva de

operación no coincidía con la prevista en él catalogo del fabricante. Sin embargo el método de prueba utilizado exigía operar a los relés con tensiones muy superiores a las máximas previstas por el fabricante, para las cuales se esperan grandes errores.

La mayoría de relés ICP, quedaron fuera de servicio.



1.2.2 Antecedentes De Protecciones Del Sistema 57.5 kV El método de puesta a tierra concierne principalmente a las protecciones contra sobre-tensiones y sobrecorrientes en caso de fallas a tierra. Las sobretensiones afectadas por el método de puesta a tierra son básicamente: Las debidas a los re-encendidos de los interruptores al abrir las corrientes capacitivas de las fallas monofásicas, en sistemas aislados o con alta impedancia en la puesta a tierra.

Las debidas al desplazamiento del neutro, en las fallas monofásicas. El valor depende de las relaciones Xo/X1 y Ro/X1 del sistema en el punto de ocurrencia de la falla.

Las debidas a los impulsos de tensión inferiores a la tensión de reacción de los pararrayos.

Las sobrecorrientes afectadas por el método de puesta a tierra son las que se producen en fallas monofásicas o bifásicas a tierra. Se generan corrientes de secuencia cero en los nodos de la red con conexión a tierra. Las protecciones del sistema contra los fenómenos descritos son los aislamientos de los equipos respecto a tierra, los descargadores de sobretensión, la capacidad de soportar sobre-corrientes de corta duración y los relés sensibles a magnitudes de secuencia cero (tensión y/o corriente). El sistema de 57.5 kV estaba protegido contra estas sobretensiones y sobrecorrientes de la siguiente manera:

Sobre-tensiones por re-encendido: No hay protección especial. El sistema fue diseñado para operar aterrizado mediante una bobina peterson (v fallas temporales) o mediante una baja reactancia (fallas permanentes) y por lo tanto no se esperaban sobre-tensiones importantes.

Sobre-tensiones por desplazamiento del neutro: Los equipos de potencia y las líneas fueron diseñadas para soportar entre fase y tierra, 57.5 kV en forma permanente (sé exceptúan los condensadores de acople instalados en el centro de control, para los cuales no sé recibió confirmación por parte del fabricante). También se exceptúan el transformador TOSHIBA 57.5/12 kV, 30 MVA de la subestación Gorgonzola y los transformadores ACEC 115 -57.5/34.5 – 13.2 – 11.4 kV, 20 MVA de las subestaciones móviles; Para estos equipos sé requieren pararrayos en le neutro y desconexión rápida de fallas que produzcan sobretensiones en los neutros de los transformadores superiores a 25 kV).

Sobretensiones por impulsos de tensión: Los equipos de potencia son de nivel básico de aislamiento (BIL) de 350 kV y los transformadores son del tipo de aislamiento pleno. Los descargadores de sobretensión de los



extremos de las líneas y de los transformadores son de 60 kV con tensiones de reacción a los impulsos inferiores al nivel de aislamiento, lográndose una correcta coordinación.

Sobretensiones de secuencia cero: El sistema 57.5 kV fue diseñado para que al ocurrir una falla monofásica, la corriente capacitiva fuera compensada por una bobina Peterson (instalada en el neutro de los transformadores de máquina 6.7/57.5 kV, 12.8 MVA, dy5 en la planta Salto 1), hasta su auto-extinción. Para desconexión de fallas monofásicas permanentes se previeron dos métodos: Manual y automático.

Con el método Manual se debía detectar los desequilibrios de tensiones mediante tres voltímetros fase - tierra, conectados al barraje de la subestación Gorgonzola. Detectado el desequilibrio, se debían desconectar las líneas, una a una, hasta ubicar el sector de la falla, una vez se retornara al equilibrio de tensiones. Con el método automático, un transformador de corriente en serie con la bobina peterson debía alimentar un relé de sobre – corriente. Si la corriente en la bobina permanencia cierto tiempo , se enviaría una señal de cierre a un seccionador que conectaría directamente la tierra al neutro de los transformadores de la maquina de Salto 1 , eliminando la reactancia de la bobina Peterson. En esas condiciones de corriente de la falla aumentaría en forma suficiente para ser detectada por los relés de protección. La desconexión del seccionador, estaba prevista en forma manual. Según se ha mencionado anteriormente, el método de desconexión automática, aparentemente lleva más de veinte años fuera de servicio, a pesar que la mayoría de equipos estaban instalados y en buen estado.

En 1990 el sistema estaba aterrizado en el neutro del transformador 57.5/34.5 /5.51 kV 20 MVA en Salto 1.Ningún transformador tenía instalada protecciones contra corrientes de secuencia cero en 57.5 kV. La mayoría de líneas de transmisión se encontraban sin hilos pilotos para operar las protecciones principales (Relés CPD). La mayoría líneas tenía fuera de servicio los relés de respaldo para fallas a tierra. En esas circunstancias, las fallas monofásicas producen corrientes máximas de aproximadamente 2300 A y tensiones de fase – tierra de aproximadamente 54.4 kV. Para estas corrientes, la operación de los relés de fase era lenta e insegura. En algunos casos, las corrientes esperadas eran insuficientes para hacer operar los relés de sobrecorriente de fase de las líneas y los pocos relés de tierra en servicio. Si no operan los relés de las líneas, la corriente en el devanado terciario del transformador 57.5/34.5/5.51 kV, 20 MVA es de aproximadamente 2200 A mientras su corriente nominal es de 322 A. Esta corriente tampoco era suficiente para hacer operar las protecciones del transformador.



Al no ser desconectadas con rapidez las fallas monofásicas se tenían los siguientes riesgos:

Deterioro en los conductores de la línea en el punto de falla por presencia de arcos sostenidos.

Deterioro de los conductores de guarda de las, líneas construidas en cable cooperweld 3 x No7 AWG ó Acero5/16 “, cuya capacidad de corriente es menor de 160 A y pueden quedar sometidos a cortos de larga duración.

Tensiones de paso y contacto en las cercanías de la falla, de magnitud y duración superiores a las de seguridad.

Sobrecalentamiento del devanado terciario del transformador 57.5/34.5/5.51 kV, 20 MVA, con peligro de daño interno.

Evolución de falla hacia falla fase – fase – tierra ó trifásica. En este caso, las corrientes de falla alcanzaban valores suficientes para operar los relés de distancia o sobrecorriente de fase y ordenar la desconexión automática. Con las calibraciones de 1990 no había gran selectividad y por tanto se producía la desconexión de varias líneas.

Adicionalmente las corrientes de fallas trifásicas en subestaciones tales como Salitre, Veraguas, Concordia, San Facon, San José y Calle 67 superaban la capacidad nominal de interrupción de los interruptores y en las otras corrientes máximas son muy cercanas a las nominales. Esta situación era más grave aun si sé tenia encuenta que los interruptores de 57.5 kV tienen mas de 30 años de uso y es de esperar que su capacidad real sea inferior a la nominal (Ver anexo 1).



2. DESCRIPCIÓN DE LA RED 2.1. GENERALIDADES La red existente de 57.5 kV del sistema de distribución de CODENSA (Ver ANEXO 2), consta de 9 subestaciones principales (CALLE PRIMERA, CHARQUITO, CONCORDIA, CENTRO URBANO, GORGONZOLA, SALITRE, SAN JOSÉ, SAN FACON Y VERAGUAS), con 21 terminales de líneas de transmisión que interconectan estos nueve nodos de la red. Existen, además, una derivación en T para alimentación radial de la carga así:

Del circuito CHARQUITO – PUENTE BOSA, una derivación a la subestación MUÑA 2.

Del circuito CHARQUITO – CENTRO URBANO, una derivación a la subestación INDUMIL.

El anillo está conexionado y aterrizado en un solo punto: la subestación VERAGUAS, a través del primario de un transformador YnYn∆ con sus secundarios sin carga. El sistema original de 57.5 kV fue el sistema único de distribución de energía al área de Santafé de Bogotá hasta la primera mitad de la década de los años 60, cuando entró en servicio el sistema de Transmisión – Distribución a 115 kV. Se conservó, entonces, el sistema existente de 57.5 kV, al que se lo interconectó, con el nuevo sistema de 115 kV, por bancos de transformadores 115/57.5 kV desde la subestaciones SALITRE, CONCORDIA y VERAGUAS. La generación, en la época, se inyectó en ambos sistemas, por las centrales de LAGUNETA, TERMOZIPA y SALTO II, sobre la red de 115 kV y las centrales de SALTO I, PLANTA VIEJA Y CHARQUITO, sobre la red existente de 57,5 kV. Esta red contaba con otras subestaciones adicionales de transmisión - distribución que, con el tiempo, se fueron remodelando para conectarse directamente al sistema de 115 kV. El tiempo y la obsolescencia de este equipo se encargó de suspender el servicio de la protección primaria por hilo piloto, la que desapareció hace varias décadas y hoy sólo se cuenta con los relés de sobrecorriente direccional y de tiempo inverso de fases y tierra que conforman la única protección de los terminales de línea. Con esquema de protección de distancia se conservan los terminales de los tres circuitos que salen de la S/E CHARQUITO hacia las subestaciones CENTRO URBANO, GORGONZOLA (vía PUENTE BOSA) y PUENTE BOSA y los correspondientes en los terminales opuestos de las líneas de CHARQUITO.



En la fecha, la S/E PUENTE BOSA está fuera de servicio y las dos líneas de transmisión que vienen de CHARQUITO, una sigue hacia GORGONZOLA a través de los equipos de corte que están cerrados e inhabilitados de operación y la otra permanece abierta en este extremo; este segundo circuito que sale de CHARQUITO es el que alimenta la subestación secundaria de MUÑA 2. Recientemente se han implementado, en ciertos circuitos, relés numéricos con tecnología de punta como protección adicional. 2.1.1 Subestación Calle Primera (Cp) 57.5/11.4 Kv, 59 Mva. Esta subestación se encuentra interconectada con el sistema, a través de dos líneas de transmisión, una a la subestación SAN JOSÉ y otra a la subestación CONCORDIA. Cuatro transformadores de distribución alimentan cuatro filas de celdas cada una con cuatro salidas de primarios a 11.4 kV. Las líneas de transmisión tienen protecciones de sobrecorriente direccional con característica de tiempo inverso, para fallas entre fases y a tierra, por relés General Electric IBCV e ICP, respectivamente. Cabe anotar que en las líneas de transmisión hacia las subestaciones CONCORDIA y SAN JOSÉ aún se encuentran instalados, pero deshabilitados, relés General Electric tipo CPD para protección primaria por hilo piloto. 2.1.2 Subestación Charquito (Ch) 57.5/11.4 kV, 20 MVA. De esta subestación parten tres líneas de transmisión a 57.5 kV, una a la subestación GORGONZOLA que forma un multiterminal de tres vías con una derivación a la subestación MUÑA 2. Este último circuito, está, en la fecha, extendido hasta la subestación PUENTE BOSA, con el Terminal de PUENTE BOSA abierto. La subestación PUENTE BOSA está en proceso de desmantelamiento al igual que la prolongación de la línea CHARQUITO – PUENTE BOSA desde la derivación a la subestación MUÑA 2. Para la distribución de energía a 11.4 kV, la subestación cuenta con dos transformadores que alimentan dos filas de celdas cada una con cuatro circuitos de salida. Para la protección de las líneas de transmisión que conectan la subestación con el sistema de 57.5 kV, están instalados relés de distancia General Electric tipo GCX y relés de sobrecorriente direccional a tierra con característica de tiempo inverso, General Electric tipo ICC en las líneas a las subestaciones



GORGONZOLA y CENTRO URBANO y para la línea a la subestación MUÑA 2 el relé de sobrecorriente direccional a tierra es General Electric tipo ICP. 2.1.3 Subestación Concordia (Cn) 115/57.5 kV, 120 MVA y 115/11.4 kV, 60 MVA. Esta subestación es una frontera entre el sistema de 115 y el de 57.5 kV, en donde hay disponibilidad de 120 MVA para la carga que consume la red de 57.5 kV y, además, se distribuyen, a 11.4 kV, 60 MVA a través de dos filas con siete celdas cada una para las cargas que se sirven en el área de influencia de la subestación. El esquema de protecciones de la línea de transmisión a la Subestación CALLE PRIMERA, contempla protección de sobrecorriente direccional con característica de tiempo inverso General Electric tipo IBCV para fallas entre fases, e IPC para fallas a tierra. 2.1.4 Subestación Centro Urbano (Cu) 57.5/11.4 kV, 30 MVA. Esta subestación está interconectada al sistema al sistema de 57.5 kV, por las líneas de transmisión CENTRO URBANO – SALITRE y CENTRO URBANO – T INDUMIL – CHARQUITO. Para alimentar los circuitos de distribución de cargas a 11.4 kV, están instalados dos transformadores de distribución de 15 MVA que alimentan dos juegos de celdas con once salidas. Para protección de la línea a la subestación SALITRE, se dispone de relés direccionales de sobrecorriente con característica de tiempo inverso, General Electric tipo IBCV para fallas entre fases y tipo ICP para fallas a tierra. La línea de transmisión CENTRO URBANO – T INDUMIL – CHARQUITO, cuenta con un relé de distancia General Electric tipo GCX para fallas entre fases y un relé General Electric tipo ICP, de sobrecorriente direccional con característica de tiempo inverso para fallas a tierra. 2.1.5 Subestación Indumil (IN) 57.5/11.4 kV, 15 MVA. Es una subestación secundaria conectada en T a la línea de transmisión CENTRO URBANO – CHARQUITO. Esta subestación, de carga únicamente, alimenta una



fila con tres circuitos de salida a 11.4 kV, a través de un transformador. La alimentación de 57,5 kV al transformador, no tiene protección de línea. 2.1.6 Subestación Gorgonzola (Gg) 57.5/11.4 kV, 75 MVA. Esta subestación esta interconectada con la red por tres líneas de transmisión, una a la subestación SAN FACON, otra a la subestación CHARQUITO (Vía Subestación PUENTE BOSA) y una tercera a la subestación VERAGUAS. La subestación sirve las cargas de distribución en el área de influencia por cuatro transformadores de 57.5/11.4 kV, los cuales alimentan cuatro juegos de celdas para un total de 17 circuitos de salida a 11.4 kV. Las líneas de transmisión están protegidas por los siguientes elementos:

Para la línea CHARQUITO, un relé trifásico de distancia tipo SEL – 321, como protección principal y un relé trifásico de sobrecorriente direccional de fases y tierra, tipo SEL – 351 para protección de respaldo, ambos de fabricación SCHWIETZER. Estos relés son de instalación reciente y reemplazaron la antigua protección que existía para esta línea.

Para las líneas a las subestaciones SAN FACON y VERAGUAS relés SEL 351, programados para aperturas temporizadas por sobrecorrientes direccionales de fases y de tierra; estos relés también son de reciente instalación. Como segunda protección se conservaron los relés originales de las líneas, de sobrecorriente direccional con característica de tiempo inverso, General Electric tipo IBCV para fallas entre fases e ICP para fallas a tierra.

También se instaló recientemente una unidad recolectora de señales para comunicaciones, tipo SEL – 2020, con el objeto de accesar remotamente los relés numéricos.

2.1.7 Subestación Salitre (Sa) 115/57.5 kV, 180 MVA y 115/11.4 kV, 90 MVA. Esta subestación es una frontera entre el sistema de 115 y el de 57.5 kV, en donde hay disponibilidad de 180 MVA para la carga que consume la red de 57.5 kV y, además, se distribuyen del sistema de 115 kV, 90 MVA a través de tres filas con ocho celdas cada una, para las cargas que se sirven en el área de influencia de la subestación. La configuración del patio de conexiones a 57.5 kV es de barras principal y de transferencia, con un campo acoplador cuyo fin es reemplazar el interruptor de cualquier circuito por una maniobra de by – pass. Dos líneas de transmisión, a las



subestaciones CENTRO URBANO y SAN FACON, interconectan esta subestación con la red de 57.5 kV. Los elementos de protección existentes para líneas de transmisión son relés de sobrecorriente direccional de fases y de tierra con características de tiempo inverso, General Electric tipos IBCV e ICP. Se conservan instalados en los tableros, relés de hilo piloto, General Electric tipo CPD, hoy fuera de servicio, pero que en una época se utilizaban como protección principal. En el panel de protecciones, para el interruptor acoplador de UNIÓN BARRAS, está instalada una protección de sobrecorriente de fases y tierra, con elementos iguales a los instalados para las líneas de transmisión. Esta protección entra en servicio cuando se hace una maniobra de by – pass en un circuito. 2.1.8 Subestación San Facon (Sf) 57.5/11.4 kV, 71 MVA. Está interconecta con el sistema de 57.5 kV por tres líneas de transmisión a las subestaciones SAN JOSÉ, GORGONZOLA y SALITRE. La subestación consta de cinco transformadores de potencia que alimentan tres filas de celdas de distribución con un total 29 circuitos de salida a 11.4 kV. La protección de las líneas de transmisión contempla un esquema de sobrecorriente direccional de fases y de tierra, con característica de tiempo inverso, relés General Electric tipo IBCV para fases e ICP para tierra. En el tablero de protecciones aún están instalados relés de hilo piloto General Electric tipo CPD, los cuales se utilizaron para protección principal y hoy se encuentran deshabilitados. 2.1.9 Subestación San José (Sj) 57.5/11.4 kV, 37 MVA. Esta subestación está interconectada a la red por dos líneas de transmisión desde las subestaciones de SAN FACON, CALLE PRIMERA y VERAGUAS. Para el sistema de distribución se encuentran instalados dos transformadores de potencia que alimentan dos filas de celdas con un total de 11 circuitos de salida a 11.4 kV. Las líneas de transmisión están protegidas por relés de sobrecorriente direccional de fases y de tierra con características de tiempo, inverso General Electric tipo IBCV e ICP. En los paneles de protecciones de las líneas aún se conservan deshabilitados relés de hilo piloto General Electric tipo CPD que anteriormente conformaban la protección principal.



2.1.10 Subestación Veraguas (Ve) 115/57.5 kV, 120 MVA y 115/11.4 kV, 95 MVA. Esta subestación es frontera de enlace entre los sistemas de 115 y 57,5 kV, con 120 MVA disponibles para el sistema de 57.5 kV. Además, del sistema de 115 kV, se alimentan las cargas de distribución con tres transformadores conectados a tres filas de celdas para un total de 19 circuitos de salida a 11.4 kV. La configuración del patio de conexiones a 57.5 kV, es de barras principal y de transferencia, con un campo acoplador cuyo fin es reemplazar el interruptor de cualquier circuito por una maniobra de by – pass. Dos líneas de transmisión a las subestaciones GORGONZOLA y SAN JOSÉ interconectan esta subestación con la red de 57.5 kV. Las líneas están protegidas por relés de sobrecorriente direccional de fases y de tierra, con características de tiempo inverso, General Electric tipos IBCV para fallas entre fases e ICP para fallas a tierra. En el panel de protecciones para el interruptor acoplador de UNIÓN BARRAS, está instalada una protección de sobrecorriente de fases y de tierra con elementos iguales a los instalados para las líneas de transmisión. Esta protección entra en servicio cuando se hace una maniobra de by – pass en un circuito. 2.1.11 Subestación Muña 2 (M2) 57.5/6.6 kV, 7 MVA. Esta es una subestación secundaria para alimentar una máquina moto – generadora utilizada en el esquema de control de aguas del embalse del MUÑA para generación de las plantas hidroeléctricas del río Bogotá. Esta subestación no es propiedad de CODENSA.



3. MARCO TEÓRICO 3.1 INTRODUCCIÓN A LA PROTECCIÓN DE TRANSMISIÓN 3.1.1 Uso De Microprocesadores El avance más significativo que se ha dado en los últimos años en los sistemas de protección es la introducción del microprocesador en los relés y el consecuente desarrollo de algoritmos para cumplir en forma más eficiente y rápida las funciones de protección de las redes. Los relés con microprocesadores se conocen como de tipo numérico, y trabajan con muestras de datos en forma secuencial. Las variables continuas (corrientes y tensiones), no se tratan como tales sino que cada ciclo se toman alrededor de doce valores de cada señal para ser procesados de acuerdo con la velocidad, memoria y capacidad de cálculo disponibles. A diferencia de los equipos electromecánicos o análogos de estado sólido, los microprocesadores solo realizan una tarea en cada momento, de modo que las señales no coinciden en el tiempo. El manejo de datos obtenidos en forma no coincidente, exige que la lógica de procesamiento se adecue a esta particularidad mediante el congelamiento de los valores de diferentes señales en circuitos diseñados para tal fin. Estos valores sostenidos temporalmente se leen uno por uno, luego se convierten en una palabra digital de 16 bits y finalmente se llevan al microprocesador para alimentar los algoritmos propios de las funciones de protección. El muestreo de señales introduce errores debidos a la presencia de altas frecuencias superpuestas en las señales de 60 Hz. Tomar doce muestras en cada ciclo de baja frecuencia es suficiente para reproducir con fidelidad una señal. Sin embargo para una de alta frecuencia resultan muy pocas muestras por ciclo y la señal obtenida puede contener un error significativo denominado aliasing. La corrección de este error se realiza removiendo las altas frecuencias mediante filtros adecuados, o mediante un muestreo no sincronizado en cada ciclo. La interpretación de señales a partir de los datos de muestra puede realizarse en términos de valor pico, valor promedio, valor eficaz, valor de la señal para una frecuencia determinada, o valor con compensación de la componente de corriente directa, según las necesidades de cada algoritmo de procesamiento. La detección de falla en relés numéricos puede realizarse por medios muy refinados, tales como



cambios repentinos de magnitud, cambios de ángulo de fase o cambios en el patrón de onda en ciclos adyacentes. 3.1.2 Algoritmos De Auto-Diagnóstico Una función muy importante que se incluye en los relés numéricos es el autodiagnóstico, el cual se realiza por medio de las siguientes verificaciones básicas: Perro Guardián: Supervisa el hecho a través del microprocesador si son cíclicas. Si una función dada no se ejecuta en un tiempo predefinido, se produce una alarma. Prueba Análoga: Periódicamente se sustituyen las entradas del relé por señales de valor conocido, y se compara la respuesta de los convertidores A/D con un patrón preestablecido. En caso de no haber correspondencia, se activa una alarma. Suma de Verificación: Los segmentos invariables de memoria, tales como la memoria de lectura (ROM), pueden probarse a través de un proceso de adición sobre el contenido de la memoria, verificando que el resultado de esta suma sea un valor fijo. Cualquier cambio en el contenido de la memoria constituye una falla la cual produce la alarma correspondiente. Prueba de memoria de acceso aleatorio: Las memorias de acceso aleatorio (RAM) se prueban cuando se energiza un relé numérico, mediante la escritura y lectura de palabras definidas. Cualquier inconsistencia que se presente es identificada. Prueba de memoria no volátil: La memoria no volátil por lo general se utiliza para el almacenamiento de variables que pueden ser cambiadas por el usuario, por ejemplo los ajustes de relé. Si estos valores se almacenan en tres memorias diferentes, periódicamente pueden compararse entre sí. Cualquier inconsistencia produce una alarma. Verificación de comandos de salida: Los relés de salida pueden ser controlados por dos comandos que deben operar simultáneamente. Periódicamente el microprocesador prueba separadamente cada comando de salida, verificando el nivel en la señal obtenida. Monitoreo de los circuitos externos de transformadores de medida: Con el fin de detectar interrupciones o cortocircuitos en las conexiones de los transformadores de medida, se verifica que en condiciones de no falla, las ondas de corrientes y tensiones sean aproximadamente simétricas.



Los algoritmos de auto-diagnóstico, complementados con los análisis de los registros de falla que generalmente se almacenan en las memorias de los relés, son una de las principales ventajas de los relés con microprocesadores pues se elimina la necesidad de realizar pruebas periódicas inyectando externamente corrientes y tensiones para verificar las funciones. Las características de operación no cambian con el tiempo; solo dependen de los ajustes y señales de entrada. La estrategia de mantenimiento puede enfocarse hacia el mantenimiento correctivo antes que al preventivo. Aunque los relés numéricos poseen una muy alta probabilidad de identificar sus fallas en forma inmediata, es necesario reconocer que no son capaces de comprobar su operación en todos los aspectos. Por lo tanto los relés de respaldo todavía son necesarios. 3.1.3 Funciones Múltiples La alta velocidad de respuesta de los microprocesadores actuales permite que los relés puedan realizar cíclicamente muchas funciones. El mismo dispositivo puede servir como protección de distancia y de sobrecorriente, a la vez que incluye otras protecciones adicionales como lógica de cierre en falla, reconocimiento de pérdida de un circuito de tensión, protección por corriente de secuencia negativa, supervisión de los circuitos de disparo y ciclos de recierre. También se han desarrollado otras lógicas especiales como por ejemplo el reconocimiento de la apertura del extremo remoto de una línea sin necesidad de un canal de comunicación, mediante la detección de la suspensión repentina de carga trifásica, acompañada de una falla desbalanceada. Esta función permite el disparo casi simultáneo de los dos extremos de una línea sin utilizar teleprotecciones. Adicional a los algoritmos de protección propiamente dichos, los relés numéricos también incluyen la medición continua de las cantidades eléctricas (corrientes, tensiones, potencias, ángulos de fase) y el registro oscilográfico y binario de las variables al momento de ocurrir fallas. 3.1.4 Comunicaciones Las protecciones con microprocesadores permiten la comunicación digital en tres formas básicas: A un computador personal: Mediante una interfaz serial para leer y modificar las memorias del relé. Las principales funciones de esta comunicación son establecer los ajustes y tener acceso a los registros de falla (oscilogramas y estados



binarios); para cualquiera de los dos casos se requiere un software adecuado en el computador personal. Esta comunicación puede ser local, o remota a través de un modem. Al computador de la subestación: Es una comunicación permanente integrada a una red local en la subestación y se utiliza para que el relé transfiera sus entradas al computador, tanto en operación normal como al ocurrir fallas también debe transferir las alarmas generadas por el relé. Además esta interfaz puede estar capacitada para cumplir todas las funciones propias de la interfaz del computador personal. Al relé extremo remoto: Las protecciones de línea también pueden comunicarse digitalmente con el relé del extremo remoto para conformar los diversos esquemas de protección que utilizan la cooperación entre relés. Las comunicaciones digitales de los relés pueden realizarse mediante conductores metálicos o a través de fibra óptica. Los enlaces ópticos tienden a generalizarse debido a su buen desempeño en los ambientes electromagnéticos propios de propios de las subestaciones. 3.1.5 Protecciones Adaptativas En los relés numéricos, las funciones de protección, sus características y sus ajustes, obedecen programas almacenados en las memorias. De acuerdo con las condiciones del sistema de potencia en un momento dado, es posible introducir modificaciones en la lógica de los relés para obtener una respuesta mejor ajustada a las necesidades del sistema de potencia. Estas modificaciones pueden realizarse en línea por medio de señales externas. La capacidad de adaptarse a las condiciones del sistema de potencia se conoce con el nombre de protección adaptativa. En realidad el concepto no es nuevo: los relés temporizados de sobrecorriente adaptan su tiempo de operación a la magnitud de la corriente de falla; o los relés Direccionales se adaptan a la dirección de la corriente de falla. Sin embargo estas son características permanentes. Con las facilidades actuales, las protecciones se pueden adaptar a los cambios del sistema, en especial cuando existe un sistema de computadores jerárquico al cual están interconectados los relés de protección, los sistemas de medición, un computador en la subestación y los procesadores del control remoto. Las técnicas adaptativas en general requieren respuestas de baja velocidad y pueden ser incluidas en los sistemas convencionales de supervisión y adquisición de datos de las subestaciones. Las posibilidades de utilización de funciones adaptativas son muy amplias. A continuación se describen las desarrolladas en los últimos años por diversos investigadores:



Modelo de impedancia del sistema: Para obtener una mayor precisión en la determinación del sitio de falla, los relés de distancia pueden tener en cuenta la impedancia equivalente del sistema en cada extremo de la línea, así como la impedancia equivalente de interconexión externa entre los extremos de la línea. Estos son equivalentes se pueden obtener de los datos locales de la subestación a partir de la configuración de los circuitos fuera de servicio y la información de los computadores remotos. Disparo secuencial en líneas: Una línea de transmisión protegida con relés de distancia, sin comunicación entre extremos, requiere que la segunda zona tenga sobrealcance y actúe con temporización. Alcance de relés de distancia en líneas de tres terminales: La primera y segunda zona de cada extremo pueden ajustarse teniendo en cuenta la posición abierto o cerrado de los otros dos terminales; también el alcance puede aumentarse o disminuirse de acuerdo con la magnitud esperada de alimentación intermedia que aporta uno de los terminales para la falla en el otro. Alcance en características de distancia de tierra: en las fallas a tierra de alta resistencia, el efecto combinado de la corriente de carga y el aporte de corriente desde el extremo lejano, introduce un efecto de reactancia aparente sobre la resistencia de falla. Respuesta ante defectos en el canal de teleprotección: Una de las alarmas más frecuentes es la pérdida del canal de teleprotección. La adaptación del ajuste de la primera zona del relé de distancia minimiza el efecto mientras el personal de mantenimiento realiza las reparaciones necesarias. Es posible aumentar el alcance de la primera zona al 120% conservando el subalcance normal después del recierre. 3.2 TELEPROTECCIÓN EN SISTEMAS DE POTENCIA Los esquemas actuales de protección para líneas en anillo ofrecen al sistema una alternativa que permite la estabilidad del mismo, sin embargo no ofrecen un 100% en el margen de confiabilidad en la operación de protecciones, a causa de los diferentes factores de error. Lo anterior se ve resumido en esquemas que buscan encontrar la mejor configuración que facilite llegar a un punto apropiado para la operación de relés en equipos de protección. Como las protecciones son indispensables y necesarias se requiere que estas tengan un margen de confiabilidad, selectividad y eficiencia óptimo para así hacer más estable el sistema de transmisión y distribución de energía, que finalmente asegure la continuidad del servicio. En esta dirección, la teleprotección, acelera y asegura el disparo de equipos que se encuentren afectados ante una falla,



mediante el aumento de la zona de protección de un 85% a un 100% logrando tener una completa y correcta operación de los equipos de protecciones. 3.3 PRIMEROS PASOS EN LA TELEPROTECCIÓN. Uno de los primeros esquemas de teleprotección implementado, como el mostrado en la figura 1 fue el hilo piloto, el cual consiste en energizar un contacto en la salida del equipo con 125 V DC y llevarlo hasta el extremo donde se encontraba el otro elemento con quien se realizaba la coordinación, para generar la apertura de éste, lo cual implica una conexión física en cobre entre ambos extremos de la línea. Posteriormente se implementó el esquema Power Line Carrier –PLC-, donde ya no se envía un nivel de tensión sino información en tramas de datos, función que realizaban equipos codificadores y decodificadores en cada uno de los extremos de la línea. Una vez procesada la información se desarrollaba una lógica de operación acorde con dicha información generando los disparos deseados en caso de cumplirse las condiciones establecidas. Al igual que en el modelo con hilo piloto, el medio físico usado como transporte de esta información era un alambre de cobre.

Figura 1. Teleprotección por hilo piloto



3.4 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE LA TELEPROTECCIÓN. Como cualquier esquema de protección anillado, la protección de línea cubría en zona uno, sólo el 85 % de la misma, se amplia por completo a una cobertura del 100 % para la misma, acorde con la filosofía aplicada en el esquema de teleprotección. Por ejemplo, como se muestra en la figura donde se presenta el diagrama unificar típico de una línea de transmisión, al presentarse una falla en el punto “f” el relé asociado al interruptor C detectará automáticamente esta falla en zona 2, ya que ésta se encuentra por fuera del 85 % de la longitud de la misma, mientras que el relé asociado al interruptor D, podrá detectarla en zona 1, lo cual implicará un menor tiempo de operación por parte de este respecto al primero.

Figura 2. Diagrama Unifilar Típico para Líneas de Transmisión en Sistemas de Potencia

Con el esquema de teleprotección (función 85, según la Norma ANSI C 37.2 de 1970), en el momento de presentarse la falla, el primer relé en detectarla será aquel que se encuentre asociado al interruptor D, este activará las banderas que se encuentren asociadas a su programación, con lo cual estará en capacidad de enviar a través del protocolo de comunicaciones (Mirrored Bits), la información en la cual se especifique que él esta observando una falla. Una vez que el relé del interruptor C, recibe esta información, verifica si existe variación en los parámetros estables de la línea, de tal forma que si él observa la falla dentro de la zona de cobertura asociada al mismo, combinará esta condición junto con la información recibida del otro extremo de la línea para procesarla y decidir si acelera el disparo del interruptor asociado a él, ó si por el contrario continúa en su estado normal. Cuando la lógica de programación propia del equipo para el despeje de fallas se cumple, el relé (C) genera un disparo en un lapso de tiempo del orden de los 10 – 20 ms (tabla 1) con lo cual, este ya no actuará a los 300 ms, de la protección convencional. En consecuencia se observa que el tiempo de operación es más corto, pues los tiempos de retardo en que incurre un bit, desde el momento en que este se activa hasta que es recibido y procesado en el otro dispositivo, son pequeños en comparación con los tiempos establecidos en la protección.



Tabla 1. Retardo de datos en que incurre un equipo desde el momento de envió hasta su procesamiento

Velocidad de

transmisión b/s

Máximo tiempo de retardos típicos en dispositivos con

procesamientos de intervalos de 1/8 de ciclo

Máximo tiempo de retardos típicos en dispositivos con

procesamientos de intervalos de 1/4 de ciclo

38400 4.2 ms 8.3 ms 19200 6.3 ms 10.5 ms a 12.5 ms 9600 8.3 ms a 10.4 ms 12.5 ms 4800 12.5 ms a 18.7 ms 16.7 ms a 20.8 ms

3.5 ESQUEMA DE TELEPROTECCIÓN Este nuevo esquema permite que a las funciones tradicionales de sobrecorriente direccional (67) y distancia (21), se agregue las funciones 85, (teleprotección) y función 79 (recierres) contribuyendo a la estabilidad del sistema. Esto se visualiza en el la figura en donde se presenta una línea de transmisión en su diagrama unifilar, en forma vertical se muestra las tres zonas de protección.

Figura 3. Esquema completo de protecciones con la implementación de teleprotección y la habilitación de recierres.

Las implicaciones de este nuevo esquema permitirán brindarle una mayor estabilidad al sistema de transmisión, de tal forma que si combinamos el despeje de la falla con un ciclo de reenganche de la misma en un tiempo previamente coordinado, cualquier falla que se presente en el sistema permitirá su despeje y continuidad del servicio sin afectar la estabilidad de este.



3.5.1 Filosofías O Esquemas De Teleprotección. Dado que la forma de proteger un sistema depende en gran parte del mismo, existen varias formas que permiten flexibilidad en la combinación de parámetros que faciliten utilizar la combinación deseada para un sistema según se requiera. Dentro de estas filosofías de teleprotección se tienen: 3.5.1.1 POTT (Permissive Overreaching Transfer Trip). La filosofía de éste esquema de teleprotección permite realizar, como su nombre lo indica, un sobre alcance permisivo de la zona uno de protección, dándole mayor cobertura (100%). Según los comandos del equipo, esto ocurre al activarse la palabra lógica “Key” del relé, allí éste se prepara para enviar un disparo permisivo (Permissive Trip) cuando alguno de los elementos programados en la ecuación TRCOMM es acertado. Esta filosofía posee como gran ventaja al considerar la direccionalidad de la falla, permitiéndole recibir y retransmitir información hacia otros relés remotos, evitando el bloqueo del canal (lock- out) durante el proceso de comunicación y prueba del canal. 3.5.1.2 PUTT (Permissive Underreaching Transfer Trip). La filosofía de este esquema de teleprotección es similar al POTT, la diferencia radica en trabajar con elementos de bajo alcance de corriente (En nivel 1), ajustados con direccionalidad hacia delante, de tal forma que al activarse uno de las funciones programas el equipo activa la palabra lógica KEY y se procede igual que el caso anterior. 3.5.1.3 DCUB (Directional Comparison Unblocking). Este esquema corresponde a una extensión del POTT, ya que requiere de la lógica de este más una lógica de ejecución cuando la comunicación se realiza entre dos o tres relés, este modelo incorpora contadores o temporizadores programables para realizar un disparo permisivo (Permissive Trip) cuando la lógica asociada a cada uno de ellos se cumple. 3.5.1.4 DCB (Directional Comparison Blocking). En la lógica del DCB se agrega un carrier (portadora) encargado de la coordinación de los temporizadores para nivel dos, estos retardos permiten un



tiempo para realizar el bloqueo de apertura en señales provenientes de otras terminales. Este esquema generalmente trabaja con elementos de nivel 3. Su filosofía no funciona cuando hay inducción mutua entre líneas y cuando los relés direccionales de tierra son usados como relés de distancia. En este esquema se emplea el principio de comparación direccional para fallas entre fases, mientras que para fallas a tierra se usa el principio de comparación entre fases. 3.5.1.5 DTT (Direct Transfer Trip) Es el esquema más sencillo de manejar, puesto que al cumplirse la lógica de programación se genera un disparo directo, una vez se cumplan las condiciones en la Terminal remota se realizara la apertura del interruptor asociado por lógica de comunicación. 3.6 LAS COMUNICACIONES. Uno de los principales desarrollos que se pueden emplear hoy es el uso de las telecomunicaciones con sus diferentes aplicaciones, como el caso de teleprotecciones, por tanto, es pertinente comprender los modelos de referencia o arquitecturas que permiten entender el proceso de comunicación de dos o más equipos y la importancia de los protocolos. 3.6.1 Arquitectura En Comunicaciones En los modelos de redes de comunicación existen estándares que rigen la estructura bajo las cuales se deben manejar y procesar la información, permitiendo que esta se pueda manipular dentro de determinados parámetros. Esto se logra haciendo que el proceso de comunicación se pueda dividir en capas (tareas), que sean independientes y con aplicaciones especificas. Cada una de estas capas debe de tener un formato o protocolo específico que facilite su presentación a capas adyacentes, ya sea entregando o recibiendo la información en su respectivo protocolo, garantizando en todos los casos un mínimo de errores. Dentro de las arquitecturas que se aplican globalmente, y que rigen el universo de las telecomunicaciones, se tienen el modelo de Open system Interconnetion –OSI-, y el de Internet -TCP/IP-. El modelo OSI emplea siete capas, y el TCP/IP emplea cinco capas. Este último, a pesar de utilizar un número inferior de capas cumple y mejora algunas funciones del modelo OSI.



3.6.1.1 Arquitectura OSI (Modelo De Siete Capas) La arquitectura OSI maneja siete capas como se muestra en la siguiente figura (figura 4), cada una de estas cumple una función específica, siendo estas:

Capa física: En ella es donde se realiza específicamente la transmisión de datos, pues aquí se establecen protocolos para:

1. Realizar interfaces físicas entre los dispositivos. 2. Estructurar físicamente los Bits que serán intercambiados entre las

entidades. 3. Verificar las propiedades físicas entre el medio de propagación y la

interfase. 4. Especificar la secuencia de los eventos.

Enlace de datos: Esta capa contiene los protocolos encargados de realizar la detección y control de errores, además de proporcionar que el enlace sea lo más seguro posible y, finalmente de activar, mantener y desactivar el enlace punto a punto.

Red: Esta capa contiene los protocolos que realiza el transporte de la información por la red, garantizando la transferencia de información entre entidades, con una previa identificación de la dirección destino y de la gestión de prioridades, es decir en ruta o encamina la información.

Capa de transporte: Contiene los protocolos que proporcionar un mecanismo para el control de datos entre el origen y el destino de la información. Es decir hace un control de extremo a extremo.

Capa de sesión: Es la capa responsable de controlar el dialogo entre aplicaciones de los sistemas finales, por medio del control de diálogo o agrupamiento, además de poder incluirse en ella la recuperación de datos.

Capa de presentación: En esta capa se define el formato de los datos que se van a intercambiar, a través de la definición de sintaxis, allí también se puede incluir la compresión y cifrado de datos.

Capa de aplicación: Esta capa es quien proporciona a las aplicaciones un medio para acceder al entorno OSI.



Figura 4. Arquitectura OSI

3.6.1.2. Arquitectura TCP/IP. Otra arquitectura que ha tenido más auge en comunicación es el estándar TCP/IP, este modelo, trabaja a diferencia del modelo OSI con cinco capas (figura 5), donde la principal diferencia radica en el protocolo de la capa de transporte y la capa de red, Transfer Control Protocol –TCP- e Internet Protocol –IP. En esta arquitectura no sé su suprimen dos de las capas del modelo OSI, realmente lo que se realiza es la inclusión de las aplicaciones de las capas de sesión y enlace de datos en las capas de aplicación y física respectivamente, lo cual evita dos segmentos de cabecera tanto para la codificación como para la decodificación. Esta arquitectura –TCP/IP se presenta en la siguiente figura:

Figura 5. Arquitectura TCP/IP



3.6.2. Redes De Comunicación Las redes de comunicación permiten establecer enlaces virtuales entre equipos que se encuentren ubicados en puntos distantes a través de diferentes medios de comunicación que permiten el intercambio de datos de una manera ágil rápida y segura. Los diferentes medios que se pueden emplear dependen básicamente de la forma de propagación de los datos, siendo estos: 3.6.2.1 Medio guiado.

En éste caso, la transmisión y recepción de la información utiliza como medio de transporte una conexión física definida entre las terminales que se desean comunicar. La forma en la cual la información se propaga en éste medio esta definida por la tecnología utilizada, ya que puede viajar en forma de señales eléctricas y de luz, es decir por medio de cobre o fibra óptica respectivamente. 3.6.2.2 Medio no guiado.

Para este tipo de medio la información viaja vía micro ondas, allí la información a transmitir es tomada del equipo fuente, luego es codificada y llevada al equipo trasmisor o antena quien finalmente la transmite en forma de ondas electromagnéticas, posteriormente la estación receptora captura la señal trasmitida decodificándola y llevándola al equipo fuente con quien se desea establecer el enlace de comunicación o también llamado equipo destino. Las redes de comunicación pueden clasificarse de tres tipos de acuerdo a la cobertura que cada una de ellas posee, entre estas están LAN, MAN Y WAN. 3.6.2.2.1 Redes –LAN- (Local Area Network):

Son redes de área local, con coberturas pequeñas, que facilitan el enlace entre estaciones próximas, gracias a que la separación entre dos estaciones de trabajo es corta y a la cantidad de equipos conectados a la red, se pueden alcanzar velocidades del orden de los Gb/s. 3.6.2.2.2 Redes –WAN- (Wide Area Network):

Son redes que cubren una extensa área geográfica y su comunicación se realiza a través de nodos internos quienes se encargan de establecer el recorrido por el cual la información viajara entre dos o más estaciones de trabajo. Dada la separación física entre los equipos a comunicar y los equipos que se presentan en



la red, las velocidades que se alcanzan en este tipo de redes son inferiores que las alcanzadas en las redes LAN, ya que estas son del margen de los Mb/s. 3.6.2.3 Modelo Básico De Un Sistema De Comunicación Dentro de toda red de comunicación, independiente del tipo de red y del medio de transmisión de información siempre deben existir un sistema origen, un sistema de transmisión y un sistema destino, los cuales representan el modelo básico bajo por el cual viajara la información deseada. Cada uno de ellos se encuentra conformado por :

Sistema Origen : Fuente: Donde se generan los datos a transmitir (1). Transmisor: corresponde al equipo codificador de la información a transmitir (2).

Sistema de transmisión: El sistema de transmisión puede ser desde una conexión física punto a punto entre dos equipos, hasta una red compleja de equipos conectados entre sí por cualquiera de los medios de transmisión descritos anteriormente (3).

Sistema destino: Receptor: Quien se encarga de decodificar la información que le llega al equipo destino (4). Destino: es el punto a quien se desea llegue la información (5). La representación gráfica de este modelo puede apreciarse en la Figura 6, la cual corresponde a un sistema elemental en comunicaciones.

Figura 6. Modelo Básico De Un Sistema De Comunicación

Ahora enfocaremos nuestro estudio a cada uno de los equipos con que se realiza la comunicación para equipos de protección de la compañía CODENSA S.A. ESP y a cada uno de los posibles modelos que se pueden implementar.



3.6.3 Equipos De Comunicación SEL Dentro de la gama de equipos con los cuales cuenta la entidad se ha venido trabajando con dos marcas de equipos diferentes, SEL y Arteche, ya que los equipos de protección con los que cuenta actualmente la compañía corresponden a estos mismos distribuidores. 3.6.3.1 Comunicación Convencional Para Relés SEL

El siguiente modelo (figura 2) Corresponde a un esquema de la comunicación para la serie de equipos –SEL- (Swheitzer Engineering Laboratories), la cual facilita la comunicación de todos aquellos equipos que pertenezcan a este fabricante, la comunicación desarrollada aquí puede obtenerse de manera local y/o remota. La implementación para este modelo se facilita ya que el equipo principal de comunicaciones (SEL 2020 ó SEL 2030) permite reconocer y autoconfigurar sus puertos para cada uno de los equipos conectados a él (Relés SEL), es decir emula en su software interno una auto búsqueda del equipo conectado a cada uno de sus puertos, realizando una identificación apropiada de éste y configurando su puerto para trabajar con los protocolos propios de fabricante para facilitar el intercambio de información entre cada uno de ellos, y una estación local ó remota de trabajo.

Figura 7. Modelo de comunicación familia SEL



Esta alternativa es muy importante ya que se facilita al operador encontrar aquellos parámetros apropiados para poder realizar el enlace de comunicaciones de esta gama de equipos. Una de las características importante de éste equipo de comunicaciones (SEL 2020/SEL 2030) es poseer una memoria independiente para cada puerto, donde almacena la información general de los equipos de comunicaciones y la información del equipo conectado a su puerto, esto lo hace a través de la asignación de zonas, donde cada una de ellas posee direcciones de registros de memoria asignados para almacenar la información que sé esta procesando en cada uno de los equipos conectados a su puerto (Relés SEL). Posee adicionalmente para cada puerto una región de memoria en la cual el usuario puede programar y acceder para las necesidades que se requieran en el equipo conectado al puerto, ésta es una gran ventaja del equipo de comunicaciones, ya que con una adecuada programación se puede realizar petición y generación de mensajes que le suministren al usuario a través de una interfase el comportamiento del relé en el sistema y conocer su estado y operaciones realizadas por él. Dado que para el establecimiento de una comunicación se requiere de una red privada de comunicaciones o de un modem, este equipo (SEL 2020/SEL 2030)n permite acceder remotamente por cualquiera de los dos medios, aunque solo se han realizado estudios e implementaciones con esta último, es decir con módems. Los diferentes relés que puede integrar este modelo de comunicaciones son: Relé SEL 251: Relé de sobrecorriente, funciones 50/51. Relé SEL 311-C: Relé de distancia, función 21. Relé SEL 321: Relé de distancia, función 21. Relé SEL 351: Relé de sobrecorriente direccional, funciones 67. Relé SEL 587. Relé diferencial de transformador. Función 87 Como la empresa requiere de cada uno de estos relés para la protección de su sistema, es natural que en cada una de sus subestaciones se encuentren diferentes modelos de estos relés instalados en la actualidad, lo cual facilita la integración de estos equipos a un concentrador de comunicaciones SEL 2020 ó SEL 2030. Sin ninguna dificultad. 3.6.3.2 Enlace De Comunicación Integrada Para Relés SEL

Una vez revisada las posibilidades de comunicación que permite cada una de estas familias de equipos de comunicación, se realiza un modelo que permita integrar en un solo prototipo, de relés SEL con un solo equipo maestro de comunicaciones, que es quien gobierna finalmente los demás equipos conectados a él.



Al obtener este modelo final se pueden realizar las siguientes operaciones a cada uno de los equipos conectados vía MODEM al equipo maestro.

Ajuste de grupos de protección. Descargar eventos de fallas. Indagar al relé para conocer su estado. Realizar monitoreo del estado del mismo después de un ajuste. Poner o desactivar un interruptor del sistema. Revisar oscilografía de las fallas presentes en el sistema. Indagar el estado de entradas y salidas digitales propias del relé.

3.7 MEDIOS DE TRANSMISIÓN EN TELEPROTECCIÓN. Los medios de transmisión que pueden utilizarse en los esquemas de teleprotección varían según la configuración del sistema de potencia que se tenga, además de la distribución geográfica de dichas redes, y de un previo estudio económico que justifique las ventajas y relaciones costo / beneficio de un medio respecto de los demás. Una de las grandes flexibilidades que ofrece la teleprotección es él poder implementarse por diferentes medios de transmisión:

Medio no guiado (Aire): Micro-ondas Medio guiado (Fibra óptica): Luz Medio guiado (cobre): señales eléctricas. (EIA 232)

3.7.1 Enlace EIA 232 Y Fibra Óptica F.O. Al considerar el medio de transmisión como el cobre, en el caso de usar el EIA 232, se obtiene que posee limitantes ya que genera retardos, atenuación y pérdida en la confiabilidad de la información ante grandes distancia. Así mismo los equipos utilizados también introducen en forma inherente, ruido en la comunicación. Mediciones muestran que en una comunicación, empleando EIA 232, hasta una distancia de 1000 ft, a velocidades de 2400 y 9600 baudios, no se presentan errores en los datos, pero transmitiendo a 19200 baudios y cerca de 700 ft, se detectaban errores. Dado que la teleprotección busca la operación de manera rápida y segura de los equipos, la utilización de cobre como medio de transmisión de la información no es aconsejable, especialmente, porque se requieren distancias grandes (mayores a 1000 ft, 304 m) que aumentan los márgenes de error en la comunicación y por tanto afecta la actuación correcta de las protecciones.



El uso de fibra óptica -F.O.-, para comunicaciones con distancias del orden de km, brinda mayor velocidad, confiabilidad y seguridad a la información que se esté intercambiando mejorando ampliamente los problemas al usar cobre como medio de transmisión de información. Es así como, en distancias superiores a 35 km es aconsejable trabajar con fibra monomodo, mientras que para distancias más cortas se puede usar multimodo de índice escalonado o gradual. Al implementarse cualquiera de las cinco filosofías mencionados anteriormente, y considerando el medio físico, en las terminales de los extremos de cada equipo se tendrán contactos virtuales, donde a través del canal de transporte de comunicación viajará únicamente la información lógica de operación en forma de señales digitales, que posteriormente son usadas por el equipo para su manipulación. El nuevo esquema de teleprotección se implementará digitalmente como se ilustra en la figura 8, pero con la misma filosofía que el desarrollado para los -PLC-

Figura 8. Modelos de Teleprotección por Medios Digitales

Es conveniente resaltar otras ventajas ofrecidas por la -F.O- a parte de las velocidades y volumen de información transmitido por la misma, tales como la seguridad, el mantenimiento y la inmunidad electromagnética. Respecto a la seguridad, se requieren equipos bastante costosos para la realización de



empalmes hechizos en la red y poder acceder posteriormente a los canales por los cuales se transmite la información. Respecto al mantenimiento, si llega a existir un deterioro en ella puede establecerse con bastante precisión el punto infructuoso de información, (por características de intensidad luminosa) y respecto a al inmunidad, por ser de un material no metálico, no induce ni emite radiaciones que afecten el transporte de la información. Respecto al cubrimiento de grandes distancias, la fibra a diferencia de otros medios, no requiere de repetidores o generadores que reconstruyan constantemente la señal o información, pues maneja unos índices de atenuación inferiores a los de otros medios de transmisión. Esto se aprecia en la Figura 9. Figura 9. Atenuaciones en Diferentes Medios de Transmisión de acuerdo con

la frecuencia.

En la figura 9 se observa los diferentes niveles de atenuación para diferentes anchos de banda en diversos portadores metálicos y modelos de fibra óptica. Apreciando los niveles para fibra monomodo y fibra multimodo en plástico. Por lo anterior, en el caso de manejo de esquemas de teleprotección para cualquier sistema anillado, se mejoran considerablemente los tiempos de operación de los elementos involucrados en las protecciones, cuando se utiliza la F.O. Otros parámetros importantes de la fibra óptica son: su índice de refracción, la apertura numérica, el ángulo de incidencia y el fenómeno de reflexión total. Una breve descripción de estos se hace a continuación.



Índice de refracción: Es la característica principal del medio por el cual va a viajar la señal electromagnética que transporta la información: el núcleo. Así mismo caracteriza al medio que cubre al núcleo: el revestimiento. Este índice viene dado por la siguiente expresión:

Donde Co = Velocidad de la luz en el vació. Cx = Velocidad de propagación de la onda en la F.O. nx = Índice de refracción del medio. Gracias a la combinación adecuada de los índices de refracción de los dos medios y mediante la inyección de la señal en un ángulo menor al de su apertura numérica que genera el cono de aceptación, la señal viaja por el núcleo de una manera eficaz, gracias al fenómeno de reflexión total. Ver Figura 10.

Figura 10. Criterios a considerar en especificaciones de F.O según su aplicación

Reflexión de los ángulos de incidencia en una Fibra óptica.

La apertura numérica definida como la mitad del ángulo más grande que puede salir o ingresar de una fibra, en función del seno del mismo ángulo.



En conclusión para esta aplicación los problemas tradicionales por retardos, interferencias, ruidos, atenuaciones y demás factores quedan superados, facilitando la utilización del uso de F.O. en la teleprotección. 3.8 TELEPROTECCIÓN APLICADA A EQUIPOS SEL UTILIZADOS POR CODENSA S.A. ESP. Para el desarrollo del proyecto se hace énfasis en el esquema –POTT-, pues este permite la comunicación y coordinación entre 2 o 3 relés, según se desee, además, por ser el modelo que se ajusta con mayor facilidad y requerimiento a las necesidades que se tienen actualmente en el sistema de anillo. Para la implementación de este modelo, se dispone de equipos SEL, los cuales se pueden configurar con el ánimo de atender a dicha filosofía de Teleprotección. 3.8.1 Modelo De Comunicación Entre Equipos SEL

Dentro de la gama de equipos SEL, el modelo bajo el cual ellos se comunican, es análogo al modelo TCP/IP, porque existen dos o más terminales que se comunican, cuando ciertas condiciones se dan (capa de aplicación), identificándose cada uno de las terminales ( Capa de Transporte), existiendo una forma en cada una identifica si el mensaje es o no para ella (capa de red), y garantizando una conexión lógica y física en cada enlace (capa física y capa de enlace). Un diagrama pictórico de una situación común se presenta en la Figura 11, donde para el caso, los relé son los equipos SEL, que se comunica las dos subestaciones (Station 1 y 2) y se visualiza su conexión con los equipos de protección. Así mismo, los MUX, forman parte de la red privada de la compañía.

Figura 11. Comunicaciones en equipos SEL



Dentro del software que se emplean en la comunicación están: AcSelerator, Sel 5010, los cuales permiten configurar los equipos en los parámetros correspondientes a:

Parte eléctrica asociada a la protección: valores y definición de entradas y salidas.

Parte de registro de datos globales como hora, fecha, etc. Parte lógica de funcionamiento, donde se le configura las acciones a seguir. Parte de configuración de puertos de comunicación Mirrored Bit, en cual

estructura la trama para su proceso de enviado y recibido en el canal de comunicación establecido en el medio físico.

EIA 232, interfase física (cable) que permite la conexión entre los equipos SEL y los equipos de comunicaciones. Como medio físico para la red privada se tiene la fibra óptica. 3.8.2 Protocolo Mirrored Bit Para La Estructura De Datos En Equipos SEL. El protocolo empleado por los equipos en su comunicación, se ilustra en la Figura 12, es de anotar que los diferentes valores en cada uno de los campos es generado por el equipo transmisor, y con base en esta estructura el equipo receptor procesa la información recibida. En la estructura del protocolo de propietario de los equipos SEL, Mirrored Bits, se tiene una longitud que oscila entre 20 y 24 bits, en donde 8 son el mensaje o estatus del relé, 6 son para el control o chequeo de errores, 2 son de secuencia, 2 de inicio, 2 de parada y pueden adicionarse 2 de parada y dos de paridad. Este protocolo, para su transmisión se divide en dos partes iguales tal como se presenta en la Figura 12.

Figura 12. Protocolo Mirrored Bit

Los campos que componen el protocolo mostrado corresponde a: Ocho bits: T1 a T8 para transmisión de información llamados TMBmx (Transmit Mirrored Bit. m, es el consecutivo del bit que oscila entre T1 y T8. x corresponde al canal empleado, que puede ser A ó B). En la recepción de la información transmitida, es decir en el quipo receptor, estos bits se denominan RMBmx (Recive Mirrored Bit).



Seis bits para el chequeo de errores por redundancia cíclica: Cyclic Redundancy Check -CRC-, los cuales verifican el estado lógico (1 ó 0) de los ocho bits transmitidos. Corresponden a los bits C1 a C6. Dos bits, que identifica si es la primera o segunda parte transmitida, pues como esta estructura de 20 ó 24 bits se fracciona en dos, es necesario dar un orden o secuencia a cada parte. En la figura 10, corresponde a los bits: B1 y B2. Como los mensajes son transmitidos de forma asincrónica el mensaje en cada una de sus dos parte, empieza por un bit de inicio y termina con un bit de parada: Bst y Btp respectivamente. Es de anotar que en cada parte se tiene la posibilidad de agregar otro bit de parada y un bit de paridad, en consecuencia cada parte se puede aumentar en dos bits. Dado el carácter asincrónico de la transmisión, el enlace dispone de controles de seguridad orientado a manejar los retardos que se pueden presentar en la transmisión de las señales por el medio, es decir se maneja un tiempo de “ajuste” en la recepción de cada parte del mensaje (en el bit de inicio). 3.8.3 Seguridad En El Proceso De Transmisión De Datos Relé A Relé Para Equipos SEL. Generalmente en la transmisión de información existe un conteo de los errores que se transmiten, el cual es medido por la tasa de error de bits BER (Bit Error Rate), donde se establece la medida en el número de bits defectuosos por número de bits transmitidos. Para el caso de fibra óptica el BER esta alrededor de 10-9 lo cual indica que es posible que por cada mil millones de bits enviados, llegue uno mal.

De esta relación podemos obtener la probabilidad a que el CRC no detecte un mensaje erróneo, Donde

P: BER por canal. CRC número de CRC bits N número de bits revisados por el CRC. K Máximo número de bits para los cuales el CRC no es 100% efectivo en la detección de errores.

Probabilidad en que el flanco de bandera no detecte un mensaje erróneo.



Probabilidad combinada en que un mensaje no sea detectado. De tal forma que la seguridad del canal estará dada por:

Al realizar los cálculos se encontrará con un Pz de 1/10 se tendrá una confiabilidad del 99.9997 %, y que para un Pz de 1/109 se tendrá una confiabilidad del 100 % en el canal, lo cual nos comprueba que con un CRC de 6 y un bit de bandera suministra un alto rango en la seguridad de transmisión de información. 3.8.4 Criterios Utilizados Para La Parametrización de las Pruebas de los Relés SEL 351 El criterio básico de protección es el esquema de comunicaciones en este caso es Disparo Transferido en Sobrealcance Permisivo (POTT). 3.8.4.1 Criterios de Ajuste de sobrecorriente Los elementos 50P proporcionan detección de falla a los elementos de distancia bifásicos y deben activarse para todas las condiciones de falla en las que se espera que opere un elemento de falla. Cada elemento de distancia bifásica esta supervisado por que detectores de falla independientes. El ajuste ideal del elemento 50P es por encima del valor de la carga máximo de línea, pero debajo de la mínima falla remota bifásica o trifásica. Los elementos 50P se ajustan en función de la intensidad fase a fase tanto para las fallas bifásicas como para las fallas trifásicas. Para las fallas trifásicas, la magnitud de la intensidad de fase debe ser multiplicada por raíz de 3 para determinar la magnitud de la intensidad fase-fase. Las intensidades fase-fase en fallas bifásicas pueden obtenerse directamente del estudio de fallas. En cualquiera de los dos casos debe elegirse la magnitud mas baja para el detector de fallas. Ajuste de la zona 1: Para la corriente de falla, se toma el 80% de la línea, de ese el valor el 60% y se comparar con el valor de la carga que debe ser superior. Ajuste de la zona 2: Para la corriente de falla, se toma el 120% de la línea, de ese el valor el 60% y se comparar con el valor de la carga que debe ser superior.



3.8.4.2 Criterios de Ajuste de sobrecorriente de la distancia de tierra. Los elementos de distancia de tierra están supervisados por elementos detectores de falla de sobrecorriente de fase y de tierra. Cada zona tiene un elemento detector de falla independiente. Para el ajuste ideal del elemento 50N o 50G, se debe calcular la corriente residual y de fase para la falla tierra remota o para la falla monofàsica con mayor resistencia de falla esperada en la que deba operar este elemento. 3.8.5 Parametrización De Los Relés SEL 351 Para La Aplicación De La Filosofía De Teleprotección POTT Contextualizada la aplicación de los equipos SEL y forma de comunicación (protocolo), se presenta a continuación, los status propios del equipo y que son la esencia del mensaje que se transmite. Siendo consecuentes con el objetivo de operación de un relé: apertura o cierre del interruptor, se tienen en consecuencia dos estatus o mensajes que permiten la comunicación de la operación de dichos interruptores. Para el caso de apertura, esta se puede dar por dos vías, una por procesamiento propio del equipo denominada Trip –TR- y otra por el procesamiento de la información que le fue comunicada desde otro equipo denominada -TRCOMM-. Cabe resaltar que es esta última el objeto del presente trabajo, pues concierne al campo de las Teleprotecciones. A continuación, en la Tabla 2, se presentan los parámetros que fueron configurados y verificados para la correcta operación de los equipos acorde con la filosofía de teleprotección implementada ante cualquier evento de falla. Dentro de estos parámetros, se habilitan dos niveles de corriente que permiten ampliar la cobertura de la protección de la línea a un 100%, que son: 50P2P, 50G2P y 50N2P. Los parámetros a explicar son:

RID: En este ITEM se introduce el nombre de la subestación treinta caracteres máximo.

TID: Se introduce el modulo de Protección. VNOM: El voltaje nominal. Z1MAG: La magnitud de la impedancia de secuencia positiva. Z1ANG: El ángulo de la impedancia de secuencia positiva. Z0MAG: La magnitud de la impedancia de secuencia cero. Z0ANG: El ángulo de la impedancia de secuencia cero.



Z0 SMAG y Z0 SANG: Estos parámetros se utilizan el caso de existir bancos de condensadores.

LL: Longitud de la línea. ECOMM: Esquema de comunicaciones a implementar. E79: Números de recierre. 50P1P: Sobrecorriente instantánea de fase zona 1. 50N1P: Sobrecorriente instantánea de tierra zona 1. 50P2P: Sobrecorriente instantánea de fase zona 2. 50N2P: Sobrecorriente instantánea de tierra zona 2. 51PP: Temporizado de fase. 51PC: Curva de tiempo inverso a utilizar. 50G1P: Sobrecorriente instantánea de tierra calculada vectorialmente en la

zona 1. 50G2P: Sobrecorriente instantánea de tierra calculada vectorialmente en la

zona 2. TR: Lógica de Disparo. TRCOMM: Lógica de disparo por comunicaciones que se aplica en

teleprotección, para realizar la apertura del interruptor debe cumplir con las condiciones que se le programen.

PT1: Señal que recibe el relé para el permiso remoto de disparo. 79RI: Condiciones para iniciar el recierre. 79RIS: Condiciones para supervisar el recierre. 79DTL: Condiciones para bloquear el recierre. 79DLS: Condiciones que hacen saltar de un intento a otro el recierre OUT101: Salida programable Número 1. OUT102: Salida programable Número 2. OUT107: Salida programable Número 7 TMB1A: Bits de transmisión Número 1, equivale a una salida virtual de

comunicaciones utilizada en la teleprotección. IN101: Posición del interruptor. IN102: Cierre manual. TRIP: Realiza la salida del disparo. RMB1A: Salida de aceleración de disparo física. KEY: Señal de envío de permiso de disparo al equipo de comunicaciones. OC: Apertura. 67P2: Atenuación de la corriente de fase zona 2. 67N2: Atenuación de la corriente de tierra zona 2. 67G2: Atenuación de corriente de tierra calculada vectorialmente en la zona

2. 51PT: Activación del elemento de sobrecorriente temporizada residual. 51NT: Activación del elemento de sobrecorriente temporizada.



Tabla 2. Ajustes de parámetros requeridos en los equipos para Comunicación entre relés

ITEM AJUSTE RID EQUIPO1 TELEPROTECCIÓN TID SS/EE SALITRE 115 Kv

VNOM 66,4 Z1MAG 1,1 Z1ANG 78,57 Z0MAG 3,14 Z0ANG 73,04

Z0 SMAG 0,36 Z0 SANG 84,61

LL 14,3 ECOMM POTT

E79 1 50P1P 6 50N1P 5 50P2P 5,5 50N2P 4,5 50G1P 5 50G2P 4,5 51PP 1 51PC U4

TR 51PT+51NT+OC TRCOMM ROKA*RMB1A*(67P2+67N2+67G2)

PT1 RMB1A 79RI IN101*IN102*SHO*(67P2+67N2)*RMB1A

79RIS IN101 79DTL OC+IN102 79DLS 79LO

OUT101 TRIP OUT102 CLOSE OUT107 RMB1A TMB1A KEY

(Debe tenerse en cuenta que el canal, y tanto el TMBmx, RMBmx usados fueron asignados iguales en ambos equipos, aunque también pueden etiquetarse diferente). Para el significado y relaciones de los diferentes parámetros trabajados se tomó como base el manual de instrucciones del equipo SEL 351. A continuación se presenta la forma como se procesan las variables que continuamente esta monitoreando el equipo y su forma como las procesa para finalmente realizar la acción programada



3.9 PROCESAMIENTO DE INFORMACIÓN PARA REALIZAR APERTURA Y RECIERRE ASISTIDA POR COMUNICACIONES Para que el esquema completo de protecciones POTT se cumpla se debe satisfacer, en cada una de las tres lógicas de programación propias del equipo presentadas en las figuras 11, 12 y 13, las condiciones que generan las palabras lógicas de entrada para que al ser procesadas se obtengan las salidas necesarias que permitan la apertura requerida. Estas lógicas son las encargadas de verificar que el procedimiento de la filosofía de teleprotección a implementar se cumpla correctamente. La Figura 13 representa como funciona la lógica por comunicaciones. En este caso, se presentan las condiciones que se requieren para generar un disparo. Otras condiciones que pueden presentarse para realizar el disparo, es cuando se tienen el disparo por lógica (Switch Onto Fault) cierre en falla –SOFT-, lógica que correspondería a una entrada adicional en la compuerta OR5, donde está realiza la operación de apertura si se presenta una falla en la operación del relé, cumplida una previa validación de éste parámetro. Así mismo, se pueden tener otras condiciones que se pueden implementar a través de las compuertas AND2 y AND3, si en los ajustes generales del equipo se habilitan los parámetros correspondientes a – DCB- y –DSTRT-. En la filosofía de teleprotección la entrada SV1 debe corresponda a –POTT-, para que PT1 (aquí llamado PTRx) generen la palabra lógica que permite en envío de información a través del Permissive Trip (PT), como puede visualizarse en la Figura 13.

Figura 13. Lógica para la generación del TR

Para generar el Permissive Trip –PT-, es necesario habilitar en la programación de los servicios de equipo, la apertura por comunicaciones y asignarle a la variable ECOMM la filosofía a implementar en esta caso POTT además de verificar la recepción del mensaje o estatus del relé remoto. Estas condiciones



corresponden a la entrada SV6 y SV7 de la Figura 14. Las demás entradas se relacionan con otras filosofías de teleprotección.

Figura 14. Lógica para generación del permissive Trip con DP1=PT

Una vez cumplida la secuencia para la generación del disparo permisivo (Permissive Trip), se tiene la lógica -POTT-, para generar la palabra Key (Figura 15) quien finalmente es el mensaje o estatus que se trasmite por el medio de comunicación al relé remoto para su posterior procesamiento acorde con las condiciones establecidas para que finalmente realicen la acción programada.

Figura 15. Lógica para el POTT, generación de la palabra Bit KEY



Con base en las lógicas de operación de los equipos, sus condiciones asociadas, su forma de telecomunicación y demás aspectos abordados hasta el momento, a continuación, se realizan ocho fallas en las cuales se cubrirán todas las posibilidades de coordinación de teleprotección para líneas en anillo. Estas ocho fallas nos permitirán conocer la eficiencia y efectividad del esquema Para la realización de la pruebas, se utilizó como simulador de fallas al equipo de inyección OMICRON CMC 256 – 6. el cual proporciona los resultados en forma de texto y gráfica de las diferentes variables involucradas en la falla.



4. PRUEBAS DE LABORATORIO Con base en las lógicas programas en el equipo, se procedió a realizar las 8 posibles fallas que pueden presentarse en sistema bajo condiciones normales de operación. Para cada una de ellas se presenta la ubicación de la falla en su respectivo unifilar, se presentan los ajustes de la prueba y las representaciones gráficas del comportamiento del sistema. Finalmente presentar una tabla con el análisis de los resultados obtenidos en la simulación de cada una de estas fallas. 4.1 FALLA 1. FALLA CON DISPARO TRANSFERIDO Y RECIERRE EN AMBOS EXTREMOS.

Figura 16. Diagrama Unifilar de la Falla Simulada

En esta prueba se simula una falla trifásica en el sistema, donde los ajustes para la simulación de la falla se especifican en la tabla 3, la falla se realiza en la mitad de la longitud de la línea con una gran componente inductiva, la magnitud de la corriente de falla es de 7 A secundaria. Allí de acuerdo a la lógica de programación se deberá generar un TMB1A en el extremo 3, el cual le informará al relé del extremo 4 (quien recibe un RMB1A) la presencia de la falla quien adicionalmente verifica la presencia de ésta. Por la direccionalidad en la cual los relés ven la falla y su programación se debe de acelerar el disparo sin esperar el tiempo de operación de zona 2, generando un disparo instantáneo una vez se cumplan las condiciones de programación.



Ajustes de la prueba. Tabla 3. Ajustes de la Prueba

ESTADO PREFALLA FALLA INTERRUPTOR ABIERTO

RECIERRE EXITOSO

66,400 V 10,000 V 66,400 V 66,400 V 0,00º 0,00º 0,00º 0,00º VL1-E

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 66,400 V 10,000 V 66,400 V 66,400 V (-120,00º) (-120,00º) (-120,00º) (-120,00º) VL2-E 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 66,400 V 10,000 V 66,400 V 66,400 V 120,00º 120,00º 120,00º 120,00º VL3-E

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A

0,00º (-85,00º) (-85,00º) (-85,00º) I(3)-1 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A (-120,00º) 155,00º 155,00º 155,00º I(3)-2 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A 120,00º 35,00º 35,00º 35,00º I(3)-3

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A 180,00º (-85,00º) (-85,00º) (-85,00º) I(4)-1

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A 60,00º 155,00º 155,00º 155,00º I(4)-2

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A (-60,00º) 35,00º 35,00º 35,00º I(4)-3

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

En esta prueba se espera que el relé del extremo 4 reciba el bit, y genere un disparo acelerado en el menor tiempo posible, dado que en la programación del equipo de inyección la falla se aísla, se espera que el conjunto de relés (en los extremos 3 y 4) realice un recierre exitoso, con el fin de retornar el sistema a la normalidad una vez superada la falla. El comportamiento del sistema puede verse como se ilustra en la Figura 17.



Figura 17. Comportamiento del sistema en prefalla, falla y postfalla con lógica de comunicación implementada

l (3)-1: Fase A; l (3)-2: Fase B; l (3)-3: C; Comportamiento del extremo 1 a la falla

l (4)-1: Fase A; l (4)-2: Fase B; l (4)-3: C; Comportamiento del extremo 2 a la falla

Allí puede verse con facilidad el estado estable del sistema dentro de los 0 a 7 s, se simula la falla, la cual presenta una duración de 35,8 ms en el extremo 3, realizándose la apertura del primer interruptor, gracias al canal de comunicaciones la apertura del segundo interruptor se realiza a los 7,3 ms, de tal forma que la operación del extremo del segundo interruptor (extremo 4) se realiza a los 43,1 ms de haberse presentado la falla. Como la falla es aislada del sistema, se programó un recierre para 5 ciclos (83 ms), el interruptor 3 realiza este a los 229,1 ms luego de haberse presentado la falla, siendo el mismo tiempo que emplea el interruptor del extremo 4 para realizar el recierre. Estos datos los encontramos resumidos en la Tabla 4 y Figura 17.



Tabla 4. Resultados de la prueba. Aparecen los tiempos de disparo de cada uno de los extremos, al igual que de los recierres, además de los 7.3 ms que transcurren entre la apertura entre los extremos 1 y 2.

Nombre Ignor. Antes Inicio Fin tnom[s] trea[s] tdesv[s] Eval

Disparo Ext 3 Prefalla Falla Disparo Ext 3:

0>1 0,5 0,0358 -0,4642 +

Recierre Ext 3 Falla Disparo Ext

3: 0>1 Cierre Ext 3: 0>1 0,48 0,2291 -0,2509 +

Disparo Ext 4 Prefalla Falla Disparo Ext 4:

0>1 0,5 0,0431 -0,4569 +

Recierre Ext 4 Falla Disparo Ext

4: 0>1 Cierre Ext 4: 0>1 0,48 0,229 -0,251 +

∆t De Disparos Falla Disparo Ext

3: 0>1 Disparo Ext 4:

0>1 0,008 0,0073 -0,0007 +

El tiempo de ejecución de cada uno de los disparos, cierres y recierres generó cambios de estado en las señales programadas como puede visualizarse en la figura 16, la cual corrobora la información presentada en la Tabla 4.

Figura 18. Señales lógicas generadas por cada uno de los estados en cambios de posición del interruptor

Estado de los interruptores, en cada de los extremos de la falla

Puede visualizarse que el extremo 3(1) observa primero la falla que el extremo

4(2)



4.2 FALLA 2: FALLA TEMPORIZADA (51) EN EL EXTREMO 3, E INSTANTÁNEA (50) EN EL EXTREMO 4 CON DISPAROS INDEPENDIENTES SIN RECIERRES. Para esta falla trifásica, cuyos ajustes pueden visualizarse en la Tabla 5 dado que la ecuación de apertura TR esta dada por 51PT+51NT+OC, y la apertura por comunicaciones por ROKA*RMB1A*(67P2+67N2+67G2), El extremo 4 deberá presenciar la falla antes que el extremo 3, por encontrarse elementos instantáneos direccionales, mientras que el extremo 3 deberá realizar la apertura al cumplirse el tiempo de ajuste para fallas temporizadas. Como el recierre esta programado como, IN101*IN102*SH0*RMB1A *(67P2+67N2) donde sólo se realiza un recierre siempre y cuando, se activen los instantáneos y reciba la confirmación de la presencia de falla en el otro extremo como un RMB1A, dado que estas condiciones no se cumplen, no se realiza recierre. Los resultados y ajustes de la prueba se mencionan a continuación.

Figura 19. Diagrama unifilar de la falla simulada



Ajustes de la prueba Tabla 5. Ajustes para la simulación, falla 2.

ESTADO PREFALLA FALLA INTERRUPTOR ABIERTO RECIERRE EXITOSO

66,400 V 10,000 V 66,400 V 66,400 V

0,00º 0,00º 0,00º 0,00º VL1-E

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

66,400 V 10,000 V 66,400 V 66,400 V

(-120,00º) (-120,00º) (-120,00º) (-120,00º) VL2-E

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

66,400 V 10,000 V 66,400 V 66,400 V

120,00º 120,00º 120,00º 120,00º VL3-E

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A

0,00º (-85,00º) (-85,00º) 0,00º I(3)-1

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A

(-120,00º) 155,00º 155,00º (-120,00º) I(3)-2

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A

120,00º 35,00º 35,00º 120,00º I(3)-3

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 4,000 A 0,000 A 1,000 A

180,00º (-85,00º) (-85,00º) 180,00º I(4)-1

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 4,000 A 0,000 A 1,000 A

60,00º 155,00º 155,00º 60,00º I(4)-2

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 4,000 A 0,000 A 1,000 A

(-60,00º) 35,00º 35,00º (-60,00º) I(4)-3

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ



Resultados de la prueba

Figura 20. Comportamiento de cada uno de los extremos de la falla 2

Figura 21. Comportamiento de los interruptores

Para cada una de las demás fallas se presentan, los ajustes de las mismas, al igual que los resultados de cada una de ellas. Como podemos ver en las



siguientes simulaciones, no deben de generarse transferencia de disparos ni de reenganches, dado que la esta condición debe cumplirse únicamente cuando la falla ocurre, dentro de la zona de protección 1 y 2 de cada relé, con función 67 y direccionalidad hacia delante, es decir cuando se cumplan funciones temporizadas o la falla sea hacia atrás del relé no deberá de actuar la teleprotección ni la función de reenganche. 4.3 FALLA 3: FALLA INSTANTÁNEA (50) EN EL EXTREMO 3 Y TEMPORIZADA (51) EN EL EXTREMO 4. CON DISPARO INDEPENDIENTES SIN RECIERRES


Ajustes de la prueba Tabla 6. Ajustes para la simulación, falla 3.

ESTADO PREFALLA FALLA INTERRUPTOR ABIERTO RECIERRE EXITOSO 66,400 V 10,000 V 66,400 V 66,400 V

0,00º 0,00º 0,00º 0,00º VL1-E 60,000 HZ 60,000 HZ 60,00HZ 60,00HZ 66,400 V 10,000 V 66,400 V 66,400 V (-120,00º) (-120,00º) (-120,00º) (-120,00º) VL2-E 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 66,400 V 10,000 V 66,400 V 66,400 V 120,00º 120,00º 120,00º 120,00º VL3-E

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A

0,00º (-85,00º) (-85,00º) 0,00º I(3)-1 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A (-120,00º) 155,00º 155,00º (-120,00º) I(3)-2 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ



Continuación tabla 7. Ajustes para la simulación, falla 3.

ESTADO PREFALLA FALLA INTERRUPTOR ABIERTO RECIERRE EXITOSO I(3)-3 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A

120,00º 35,00º 35,00º 120,00º 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 4,000 A 0,000 A 1,000 A 180,00º (-85,00º) (-85,00º) 180,00º I(4)-1


60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 4,000 A 0,000 A 1,000 A (-60,00º) 35,00º 35,00º (-60,00º) I(4)-3

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

Resultados de la prueba:




4.4 FALLA 4: FALLA CON SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL HACIA ADELANTE (67) EN EL EXTREMO 3 Y SOBRECORRIENTE HACIA ATRÁS (67) EN EL EXTREMO 4 -DISPARO INDEPENDIENTE SIN RECIERRE


Tabla 8: Ajustes para la simulación falla 4


0,00º 0,00º 0,00º 0,00º VL1-E 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 66,400 V 10,000 V 66,400 V 66,400 V (-120,00º) (-120,00º) (-120,00º) (-120,00º) VL2-E 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 66,400 V 10,000 V 66,400 V 66,400 V 120,00º 120,00º 120,00º 120,00º VL3-E

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A

0,00º (-85,00º) (-85,00º) 0,00º I(3)-1 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A (-120,00º) 155,00º 155,00º (-120,00º) I(3)-2 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A 120,00º 35,00º 35,00º 120,00º I(3)-3

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ



1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A 180,00º 95,00º 95,00º 180,00º I(4)-1

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A 60,00º (-25,00º) (-25,00º) 60,00º I(4)-2

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A (-60,00º) 215,00º 215,00º (-60,00º) I(4)-3

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

Resultados de la prueba





4.5 FALLA 5: FALLA DE SOBRECORRIENTE HACÍA ATRÁS (67) EN EL EXTREMO 3 Y DE SOBRECORRIENTE HACÍA ADELANTE (67) EN EL EXTREMO 4. CON DISPARO INDEPENDIENTE SIN RECIERRE


Tabla 9. Ajustes para la simulación, falla 5.



60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A

0,00º 95,00º 0,00º 0,00º I(3)-1 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A (-120,00º) (-25,00º) (-120,00º) (-120,00º) I(3)-2 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A 120,00º 215,00º 120,00º 120,00º I(3)-3

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A I(4)-1 180,00º (-85,00º) 180,00º 180,00º




60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A (-60,00º) 35,00º (-60,00º) (-60,00º) I(4)-3

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 52A-1 1 1 0 152A-2 1 1 0 1Resultados de la prueba

Figura 28. Comportamiento de cada uno de los extremos de la falla 5.




4.6 FALLA 6: FALLA INSTANTÁNEA (50) EN EL EXTREMO 3 Y DE SOBRECORRIENTE HACIA ATRÁS (67) EN EL EXTREMO 4. CON DISPARO INDEPENDIENTE SIN RECIERRES





60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A

0,00º (-85,00º) 0,00º 0,00º I(3)-1 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A (-120,00º) 155,00º (-120,00º) (-120,00º) I(3)-2 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ

1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A 120,00º 35,00º 120,00º 120,00º I(3)-3

60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A I(4)-1 180,00º 95,00º 180,00º 180,00º



60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A 60,00º (-25,00º) 60,00º 60,00º I(4)-2



Figura 31. Comportamiento de cada uno de los interruptores de la falla 6




4.7 FALLA 7: FALLA DE SOBRECORRIENTE HACÍA ATRÁS (67) EN EL EXTREMO 3 E INSTANTÁNEA (50) EN EL EXTREMO 4. CON DISPARO INDEPENDIENTE SIN RECIERRES

Figura 33. Diagrama unfilar de la falla simulada




60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A

0,00º 95,00º 0,00º 0,00º I(3)-1 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ


1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A I(3)-3 120,00º 215,00º 120,00º 120,00º



4.8 FALLA 8: FALLA DE SOBRECORRIENTE HACIA ATRÁS (67) EN AMBOS EXTREMOS, SIN DISPAROS NI RECIERRES


Tabla 12. Ajustes para la simulación, falla 8



60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A

0,00º 95,00º 0,00º 0,00º I(3)-1 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ


1,000 A 7,000 A 0,000 A 1,000 A 120,00º 215,00º 120,00º 120,00º I(3)-3




60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 60,000 HZ 52A-1 1 1 0 152A-2 1 1 0 1



Resultados de la prueba Figura 37. Comportamiento de cada uno de los extremos de la falla 8




4.9 TABLA DE RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS PRUEBAS. De las anteriores simulaciones podemos concluir que las posibles fallas que se pueden presentar fueron abarcadas en su totalidad, obteniendo las operaciones deseadas en el sistema. Dicha operación se puede verificar mediante las características mostradas en la Tabla 13, allí se presenta una completa información de cada una de las fallas realizadas y el comportamiento de las protecciones ante la presencia de estas.

Tabla 13. Resultados de las simulaciones

Simulaciones Extremo 3 Extremo 4 Teleprotección

Falla Función Direccionalidad Función Direccionalidad

Actuaciones de las

protecciones Disparo Reenganche

1 67 Adelante 67 Adelante Correcta Correcto Correcto

2 55 N.A 50 N.A Correcta No se Activa No se Activa

3 50 N.A 51 N.A Correcta No se Activa No se Activa

4 67 Adelante 67 Atrás Correcta No se Activa No se Activa

5 67 Atrás 67 Adelante Correcta No se Activa No se Activa

6 50 N.A 67 Atrás Correcta No se Activa No se Activa

7 67 Atrás 50 N.A Correcta No se Activa No se Activa

8 67 Atrás 67 Atrás Correcta No se Activa No se Activa

Como se observa en la Tabla 13 se logra un perfecto complemento entre la teleprotección y la Protección clásica de los elementos del sistema, verificando la efectividad y eficiencia del estudio desarrollado, dado que esto permite mejorar considerablemente la actuación correcta de las protecciones del sistema, eliminando los falsos disparos y aislando la zona de falla sin permitir que esta se traslade a otras zonas cumpliendo finalmente el objetivo del desarrollo del estudio Y alcance del proyecto presentado inicialmente.



5. PROTOCOLO PRUEBAS DE RELÉ 5.1 GENERALIDADES Se resume la metodología y pruebas a utilizar en las pruebas end to end de líneas de Transmisión.

5.2 EQUIPOS A UTILIZAR

Dos Multímetros digitales. Dos Equipos Simulador de Potencia. Dos Antenas satelitales. Cuatro Radios de comunicación punto a punto. Dos Líneas telefónicas para comunicación entre Subestaciones.

5.3 PROCEDIMIENTO A SEGUIR

Se inyectará simultáneamente y en forma sincronizada (por satélite) diferentes fallas simuladas en archivos COMTRADE, en las Subestaciones San Facon y San José, en la Línea de Transmisión a 57.5 kV.

La inyección de archivos COMTRADE se realizará en las protecciones SEL 351 en la Subestación San Facon, para observar el verdadero comportamiento del esquema de protección, teleprotección y recierres implementado en cada una de las Subestaciones.

Se debe, como labor inicial, cortocircuitar los circuitos de corrientes secundarias de las protecciones involucradas como también es necesario abrir los links de borneras seccionables de los circuitos secundarios de voltaje.

Para cada una de las fallas simuladas, se registrarán los disparos y recierres que por condiciones de línea energizada serán simulados con relés doble tiro que reemplazaran el interruptor. Los resultados se consignarán en el formulario respectivo del protocolo.

Se deben tomar las señalizaciones, disparos, arranques y alarmas resultantes de la prueba y se debe realizar un análisis básico de los resultados para identificar posibles errores y sus posibles soluciones.



Figura 39. Esquemático de las Pruebas End To End 5.4 LABORES INICIALES S/E SAN FACON PROTECCIÓN SEL 351 5.4.1 Apertura De Disparos Debido a que la inyección se realizará con la línea en servicio se deben evitar disparos indeseados por lo tanto se deben aislar todas las fuentes de disparo del relé SEL 351. Por lo tanto se deben abrir los siguientes links de las siguientes borneras:

Gabinete Punto de bornera

Plano Descripción VoBo VoBo

-AX5:11 ABI-17 Disparo Fase A (D11P2+)

-AX5:12 ABI-17 Disparo Fase B (D21P2+) +RL8.2

-AX5:13 ABI-17 Disparo Fase C (D31P2+) Estos puntos de disparo aislados, deben conectarse a los relés auxiliares que se utilizarán para simular la operación del interruptor.



5.4.2 Bloqueo De La Protección Falla Interruptor Con el fin de evitar un disparo erróneo por la protección Falla Interruptor se debe abrir los siguientes puntos de bornera:

Gabinete Punto de bornera

Plano Descripción VoBo VoBo

U13.101.101.9A ABI-64 Arranque BF Fase A U13.101.101.10A ABI-64 Arranque BF Fase B U13.101.101.11A ABI-64 Arranque BF Fase C U13.101.101.14A ABI-64 Disparo falla interruptor U13.101.101.15A ABI-64 Disparo falla interruptor U13.101.101.16A ABI-64 Disparo falla interruptor

+RL8.1 (RAICA)

U13.101.101.17A ABI-64 Disparo falla interruptor Esta operación puede realizarse insertando el plug de prueba en U13.101.101. 5.4.3 Circuitos De Corriente Y Tensión Se realizará la inyección de corriente a través de los puntos de bornera CX1:1 (Fase A), CX1:2 (Fase B), CX1:3 (Fase C) y CX1:4 (Neutro) del tablero +RL8.2. Para ello es necesario cortocircuitar las señales de corriente provenientes de los CT´s y abrir los links en estos puntos del circuito secundario de corriente para la protección SEL 351, así: Gabinete Punto de bornera Plano Descripción VoBo VoBo

-XC1:1 y -XC1:01 ABI-71 Corriente Fase A (I2L1) -XC1:2 y -XC1:02 ABI-71 Corriente Fase B (I2L2) -XC1:3 y -XC1:03 ABI-71 Corriente Fase C (I2L3) +RL8.2

-XC1:4 y -XC1:04 ABI-71 Neutro (I2NT) De igual manera, se inyectarán los voltajes desde los puntos de bornera CX1:5 (Fase A), CX5:6 (Fase B), CX5:7 (Fase C) y CX5:8 (Neutro) en el tablero +RL8.2. Para ello es necesario abrir los links en estos puntos del circuito secundario de voltaje para la protección SEL 351, así: Gabinete Punto de bornera Plano Descripción VoBo VoBo

-XC1:5 ABI-71 Voltaje Fase A (U2L1) -XC1:6 ABI-71 Voltaje Fase B (U2L2) -XC1:7 ABI-71 Voltaje Fase C (U2L3) +RL8.2

-XC1:8 ABI-71 Neutro (U2NT)



5.5 SEÑALES NECESARIAS EN LA SIMULACIÓN POR RELÉS AUXILIARES Como la prueba se realiza con la línea energizada y se simularán las bobinas de disparo y cierre de los interruptores a través de relés auxiliares de doble tiro, se deben tener en cuenta las siguientes señales: INYECCION FALLAS SIMULADAS (ARCHIVOS COMTRADE) Se simularán las fallas que aparecen en la Tabla 14 :

Tabla 14. Listado de Fallas a Simular

TIPO DE FALLA DESCRIPCIÓN ARCHIVOS COMTRADE

S/E San Facon

ARCHIVOS COMTRADE S/E San José

Monofásica, Fase A Falla sólida al 1% de San Facon LG1A.cfg LM99A.cfg

Monofásica, Fase C Falla sólida al 99% de San Facon LG99C.cfg LM1C.cfg

Monofásica, Fase B Falla sólida al 50% de San Facon LG50B.cfg LM50B.cfg

Bifásica aislada Fases AB

Falla sólida al 50% de San Facon LG50AB.cfg LM50AB.cfg

Bifásica a tierra Fases BC

Falla sólida al 50% de San Facon LG50BC.cfg LM50BC.cfg

Monofásica fase A hacia atrás

Falla sólida al –1% de San Facon LG-1A.cfg LM101A.cfg

Monofásica, Fase C Falla sólida al 101% de San Facon LG101C.cfg LM-1C.cfg

Monofásica, Fase B Falla al 15% de San

Facon con una Z de falla de 25Ω

LG15B2.cfg LM85B2.cfg

Monofásica, Fase C Falla al 50% de San

Facon con una Z de falla de 50Ω

LG50C5.cfg LM50C5.cfg

Falla Evolutiva Fase A- tierra, B-tierra.

Falla evolutiva sólida al 50% de San Facon LGEVOL.cfg LMEVOL.cfg

Para cada una de las fallas simuladas, se tomarán todos los datos de los eventos indicados en los formularios del protocolo de pruebas.Se tomarán los registros de los eventos en las protecciones SEL 351, Registrados de Fallas (entradas digitales) y Sistema Supervisorio, para su posterior análisis.



FALLA No. _____: COMTRADE 1. CONDICIONES INICIALES

POSICIÓN INTERRUPTOR CERRADO

ABIERTO

POSICIÓN SELECTOR DE RECIERRE 1Φ

3Φ

1Φ+3Φ

OFF

2. REGISTRO DEL EVENTO

APERTURA DE INTERRUPTOR OBTENIDO Fase A

Fase B

Fase C

RECIERRE DE INTERRUPTOR OBTENIDO Fase A

Fase B

Fase C

3. REGISTRO DE LA FALLA: 3.1. PROTECCIÓN SEL 351 PROT. IN SERVICE PILOT ZONE 1 ZONE

2 ZONE

3 PHASE

A PHASE

B PHASE

C G/Q 50/51 FAULT TRIP

PILOT IN SERVICE LOP/LOI RECLOSE

IN SERV LOCK OUT

SYNC CHEQ HBDL HLDB TRIP

CIRC/1 52B/1 52B/2 TRIP CIRC/2

SELF TEST

3.2. BANDERAS Y ANUNCIADOR: 3.3. CAPTURA DE LOS REGISTROS DEL EVENTO

Equipo VoBo Observaciones

3.4. Notas y Observaciones de Campo:



6. ESQUEMA A IMPLEMENTAR EN UN MODULO DE LÍNEA. El esquema de Teleprotección que se pretende implementar requiere llevar la señal de comunicación del puerto RS232 del dispositivo de protección relé SEL 351 del módulo de línea hasta el puerto RS232 del equipo de comunicaciones de la subestación para llevar la señal de teleprotección por la red de fibra óptica de CODENSA (ya existente), hasta la otra subestación donde hay otro relé SEL 351, garantizando la comunicación relé a relé por este medio. Para realización de este esquema se necesita un cable serial con conectores macho DB9 para conectar el puerto RS232 del relé SEL a un conversor de puerto serial de RS232 a RS485; se necesita el conversor de puerto debido a que la distancia que existe entre el relé y el equipo de comunicación de fibra optica tiene mas de 12 metros que es la distancia máxima permitida para un puerto serial RS232, al convertir a RS485 la distancia máxima que este puerto permite es de 100 metros, para el caso que se presenta la distancia entre el relé y el equipo de comunicación es de 50 metros, la señal se lleva por medio de cable UTP Nivel 5 a otro conversor de RS485 a RS232 del cual se conecta un cable serial con conectores DB9 macho que se conecta al equipo de fibra optica

Figura 40 : Diagrama de implementación



De esta manera con el esquema de teleprotección se garantiza la operación selectiva de la protección ante cualquier falla que se presente en el sistema de 57.5 kV, con tiempos de respuesta mucho menores a 300 ms.

6.1 COMUNICACIONES SEL MIRRORED BITS El equipo de comunicación usado para enlazar y convertir una salida de contacto de un relé a una entrada de control en otro relé no se necesita más. Las comunicaciones lógicas bi-direccionales relé-a-relé eliminan la necesidad de cablear entradas y salidas entre el relé y el equipo de comunicaciones, lo cual reduce instalaciones y mantenimiento costosos. La comunicación bi-direccional en cada relé crea ocho salidas y entradas "virtuales" adicionales que se pueden asignar para esquemas de protección ayudados por comunicaciones y funciones de monitoreo y control remotos. SEL proporciona una técnica de comunicaciones innovadora, económica relé-a-relé que envía estados lógicos internos codificados en un mensaje digital, de un relé a otro. Esta nueva capacidad de comunicaciones lógicas relé-a-relé, denominada comunicaciones MIRRORED BITS, abre la puerta a numerosas aplicaciones de protección, control y monitoreo que requerirían de otra manera más equipo externo costoso de comunicaciones cableado a través de contactos y entradas de control. Las aplicaciones para las comunicaciones MIRRORED BITS incluyen esquemas piloto de protección de línea, control y monitoreo remoto de aparatos, disparo cruzado de relés y más. Es más rápido, simple, menos costoso y más poderoso que los esquemas convencionales de comunicaciones. 6.1.1 Características y Beneficios

Elimina costosos equipos externos de comunicaciones, cableado y mantenimiento.

Proporciona OCHO entradas y salidas "virtuales" asignables al usuario. Simplifica la comunicación lógica relé-a-relé con tres pasos de ajuste para programar la lógica de comunicaciones MIRRORED BITS .

Se conecta directamente a su canal digital serial. Se adapta a varios canales de comunicaciones digitales comunes.

6.1.2 Información General Las comunicaciones MIRRORED BITS operan simplemente programando el puerto seleccionado de comunicaciones seriales del relé para MIRRORED BITS, y



el cable de comunicaciones o transceptor/modem en el conector DB9 del puerto posterior del relé, para establecer el canal de comunicaciones. El mensaje de lógica digital se transmite a través de la salida de clavija de transmitir (clavija 2) y se recibe a través de la entrada de clavija de recibir (clavija 3) en el puerto de comunicaciones seriales EIA-232. Una vez establecida, cada uno de los relés en el esquema envía y recibe repetidamente mensajes de lógica digital. Cada relé monitorea continuamente los mensajes recibidos y condición de canal y chequea por retorno de señal. Están disponibles varios elementos internos de relé para alarma, supervisión o control, basados en condiciones adversas de comunicaciones. Esto significa virtualmente cero mantenimiento, y el modo de prueba incorporado ,monitoreo y retorno de señal facilita la búsqueda y solución de problemas del esquema. Las comunicaciones bi-direccionales (transmitir y recibir) en cada relé SEL crean ocho salidas "virtuales" adicionales en cada relé "cableadas" a través del canal de comunicación a ocho entradas "virtuales" de control en el otro relé. Las ocho entradas "virtuales", RMB1 hasta RMB8, son elementos internos de relé en el relé receptor que siguen o "repiten" el estado respectivo de los elementos TMB1 hasta TMB8 en el relé transmisor. Todos los contactos físicos de salida y entradas de control aisladas ópticamente en cada relé SEL permanecen disponibles para protección, control, y monitoreo local permanente.



7. COSTOS ASOCIADOS A LA IMPLEMENTACIÓN DE LA TELEPROTECCIÓN. Actualmente CODENSA S.A. ESP tiene en todos los módulos de líneas del sistema de 57.5 kV, dispositivos de protección SEL 351 con puerto RS 232 de comunicación para aplicar su esquema de Mirrored bits, sobre la red de fibra óptica. La implementación de este proyecto busca que el sistema de 57.5 kV cuente con protecciones principales sin necesidad de comprar relés adicionales de protección. 7.1 SITUACIÓN SIN LA IMPLENTACIÓN DE LA TELEPROTECCIÓN. Como se mencionó inicialmente el sistema de 57,5 kV no cuenta con esquema de protección de principal lo que indica actuaciones de protecciones de Sobrecorriente de respaldo en tiempos mínimos de 300 ms. De esta manera, cuando ocurre una falla en el sistema de 57.5 kV, toda su infraestructura interruptores, conductores, seccionadores, transformadores de corriente, transformadores de potencial y transformadores de potencia; se expone a unas condiciones de cortocircuito mayores, considerando la actuación de las protecciones con tiempos de respaldo que son del orden mínimo de 300 ms. Esto finalmente se traduce en desgaste prematuro de todos componentes del sistema. Por otro lado, se puede añadir que para ciertas fallas de alta impedancia, el estudio de coordinación de protecciones de respaldo no garantiza operación selectiva de las protecciones, que sumado a lo inicialmente expuesto se incrementa aún más el deterioro acelerado de los equipos y la red, porque para estos casos el tiempos de despeje la falla es mayor, lo cual significa esfuerzos electrodinámicos permanentes y en muchos casos la pérdida componentes del sistema y subestaciones sin tensión. 7.2 INGRESOS Y BENEFICIOS A continuación presentamos la Tabla 15 que consolida la información de ingresos (Ahorro) desarrollando esta actividad. El ahorro contemplado se refleja, al NO comprar nuevos equipos de protección para implementar un esquema de protección principal.



Tabla 15. Ingresos (Ahorros) por Actividad

Ítem Descripción Actividades Ahorro

1 Compra de Equipos para las Protecciones Principales $ 283’500.000

2 Mano de Obra para la instalación de nuevos equipos $ 12.100.000

Total $ 295’600.000

7.3 COSTOS DE INVERSIÓN La descripción de la inversión para la alternativa seleccionada se especifica en la siguiente tabla resumen:

Tabla 16. Costos de Inversión

Materiales Cantidad Requerida Precio Total

CONVERSOR RS232 A RS485 4 Unidades $ 210.000 $ 840.000

CABLE UTP NIVEL 5 100 mts $ 2.700 $ 300.000 CONECTOR DB9 MACHO 10 Unidades $ 4.200 $ 42.000 CONECTOR DB25 MACHO 2 Unidades $ 3.830 $ 7.655

SUBTOTAL $ 1.189.655 IVA 16% $ 190.345

TOTAL MATERIALES PARA UNA LÍNEA, (DOS MÓDULOS) $ 1.380.000

Pruebas End To End En Módulos De Transmisión con archivos COMTRADE

Entregados Por el Contratista $ 2.324.708

Tendido Cable UTP 100 mts $ 350 $ 35.000 Tecnólogo operador adicional 1 hora $ 28.000 $ 28.000

TOTAL MANO OBRA, PARA UNA LÍNEA $ 2.387.708 COSTO TOTAL PARA UN MODULO DE LÍNEA $ 3.767.708

TOTAL MÓDULOS LÍNEAS 11 COSTO TOTAL PARA EL SISTEMA DE 57.5 KV CON IVA $ 45.647.152



7.4 EVALUACIÓN FINANCIERA Ver Anexo 3. Para CODENSA resulta más rentable realizar la implementación ya planteada que comprar nuevos equipos, para tener un esquema de protección principal. Los costos corresponden a valores cotizados por contratistas especialistas en el tema, al igual que los materiales. Nota: La implementación en línea San Facon – San José se está llevando a cabo por CODENSA y estará terminada el 26 de Octubre de 2004, considerando la disponibilidad de recursos y tiempo que requiere la empresa en su gestión interna.



CONCLUSIONES

El manejo de esquemas de teleprotección POTT permite una mayor confiabilidad, selectividad, y eficiencia de las protecciones de un sistema en anillo, garantizando la conexión y desconexión de los equipos afectados por una falla, brindando una mejor calidad en la prestación del servicio de energía a los usuarios del sistema.

Al realizarse la implementación de la teleprotección se puede realizar la

habilitación de otras funciones de protección que permite el equipo SEL 351, como son: baja tensión (27), reenganche (79) y frecuencia (81), ya que en la filosofía permite manejar y combinar estas funciones.

Los tiempos de operación de las acciones generadas por los equipos se

ven reducidos considerablemente en un margen del 70 % al 90 %, dado la velocidad de transmisión y procesamiento de la información, ya que inicialmente eran del orden de los 300 ms. Es decir ahora se tienen tiempos de 10 a 20 ms, implementando un esquema de protección principal y respaldo en un solo dispositivo de protección, que anteriormente no se tenia en CODENSA.

La implementación de la –F.O- en el sistema de comunicaciones de la

empresa permite la ejecución de la filosofía de teleprotección estudiada, la cual ofrece óptimos resultados frente a esquemas implementados anteriormente donde el medio de transmisión era el hilo piloto, con equipos adicionales para cambiar la señal eléctrica a una de comunicaciones, cuando una protección actuaba.

El uso de canales digitales de comunicación aumenta el margen de

confiabilidad en la comunicación, ya que de acuerdo a la programación implementada, se evitan falsos disparos en caso de averías o deshabilitaciones de los canales encargados de mantener la comunicación garantizando la operación de las acciones deseadas en la programación. De otra parte, se reducen los costos de mantenimiento de los interruptores dado la prevención de falsos disparos en partes aisladas a la falla Como consecuencia de la selectividad del sistema.

El estudio de los protocolos de comunicación presentados facilita futuros

desarrollos orientados al manejo de información de la actuación de estos equipos, permitiendo verificar instantáneamente la operación de la teleprotección en el sistema, usando los equipos y medios de transporte actualmente instalados.



El estudio del proyecto permitirá en un futuro la coordinación autónoma del

sistema al realizarse una correcta y eficiente implementación con el área de comunicaciones y software especializados en esta área. Conllevando así la implementación de tecnologías que permitan desarrollar un sistema de protecciones inteligente.

Para CODENSA resulta más rentable realizar la implementación planteada

en nuestro proyecto, que comprar nuevos equipos para tener un esquema de protección principal.



BIBLIOGRAFIA [1] K. Behernedt (2003, Julio 10). Implementing Mirrored Bits Technology Over Varios Communication Media. Swheitzer Engineering Laboratories, Inc. Pulman, Washington. [En línea]. Disponibre: http://www.selinc.com [2]. C. Russell Mason. (2003, Octubre22) Art & Science Of Protective Relaying. General Electric. [3] W. Stalling, “”Comunicaciones y redes de computadores,” 6th ed, Ed Prentice Hall, 2000, pp. 47- 52. [4] K Zimmerman, O E. Swheitzer III (2003, junio 17).Substation Communication: When Should I use EIA 232, EIA 485, And Óptical Fiber. Swheitzer Engineering Laboratories, Inc. Pulman, Washington. [En línea]. Disponible: http://www.selinc.com. [5] Guiovanna Sabogal, Germán Campos. La Fibra Óptica Especialización en Teleinformática, Junio de 2002.pp.1- 4 [6] Guiovanna Sabogal, Germán Campos. La Fibra Óptica Especialización en Teleinformática, Junio de 2002.pp. 6 - 16 [7] C. Kenneth, P.E. Behrendt (2003, Agosto 19). Relay To Relay Digital Logic Communication For Line Protection: Monitoring, and control. Swheitzer Engineering Laboratories, Inc. Pulman, Washington. [En línea]. Disponible: http://www.selinc.com [8] Instruction Manual SEL 351 –5, -6, -7. SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES.



ANEXO 1. SISTEMA 57.5 kV EN EL AÑO 1989.



ANEXO 2. ACTUAL SISTEMA DE 57.5 kV.


Carolina Navarrete Gómez Fabián Torres Valderrama - 98 -

ANEXO 3. EVALUACIÓN FINANCIERA



Continuación Anexo 3. Evaluación Financiera

estudio para la implementación del sistema de

Documents