Análisis de Operaciones Incorrectas y Fallas de

Operación en los esquemas de protección del Sistema

Eléctrico Costarricense

Autor Ing Jeffrey Cordero Leitòn

Área Protección y Medición Región Central

UEN Transporte Electricidad

Instituto Costarricense de Electricidad

San José, Costa Rica

jcorderol@ice.go.cr

Resumen — El presente trabajo analiza tres casos reales muy

particulares donde se dieron errores de confiabilidad en

funciones de protección. Los mismos acontecieron tanto bajo

condiciones de falla como durante la operación estable del

sistema eléctrico nacional costarricense.

Los casos que se presentan, están comprendidos entre los años 2004 y 2011 en distintos elementos del sistema de transmisión pertenecientes a la red del ICE y son casos representativos donde hubo que hacer un análisis exhaustivo mediante pruebas de laboratorio.

En cada caso se hace una explicación del evento, se categoriza el tipo de falla bajo el contexto de tipo de falla de confiabilidad, se analiza el comportamiento del relé a través de sus registros eventos y oscilografias, se detallan las pruebas de laboratorio efectuadas para evaluar el comportamiento de las funciones involucradas, y se mencionan las acciones correctivas aplicadas para la corrección del problema.

Como resultado, se tiene un extracto de algunas de las experiencias de mantenimiento más interesantes en la rama de ingeniería de protecciones, asociadas en la red de transporte eléctrico de Costa Rica.

Palabras Clave --- Esquemas de protecciòn, funciones de

protecciòn, Protecciòn de Impedancia, Protecciòn Diferencial,

Funciòn de Reciere, Funciòn de Cierre bajo Falla, Oscilaciones de

Potencia, Confiabilidad de Esquemas de Protecciòn en Sistemas de

Potencia.

I. INTRODUCCION

Una parte muy importante para la correcta operación de un

sistema eléctrico de potencia, reside en la confiabilidad de la

operación de sus esquemas de protección. Para garantizar la

confiabilidad de dichos esquemas, se debe contar con el

trabajo conjunto de las áreas de diseño, coordinación y ajustes,

y el área de mantenimiento de protección.

La finalidad de dichas áreas es que ante una falla en el

sistema eléctrico, se logre la correcta operación de todos los

componentes que conforman el sistema de protección de

forma selectiva, rápida y segura. Sin embargo, la cantidad de

parámetros de ajuste, algoritmos de operación, y

características propias del diseño de los equipos de protección,

hace que sea prácticamente imposible prever todos los

posibles modos de falla a los que podría verse sometido un

sistema de protecciones. Es por esta razón, que la única forma

de verificar el correcto funcionamiento del mismo, es

precisamente analizando el comportamiento del relé una vez

que este se ve sometido a operar ante una falla real del

sistema.

Dado que en la actualidad la mayoría de esquemas de protección han evolucionado a sistemas microprocesados, se logra contar con gran cantidad de información que permite hacer un análisis más exhaustivo de la operación de los relés de protección. Dicha información no solamente incluye un listado secuencial de las funciones y señales que se activan durante el proceso, sino también un registro en formato COMTRADE de la oscilografia captada por el relé en el momento de la falla. Los registros que se generan, permiten hasta cierto punto, lograr una reconstrucción del evento, con el fin de poder someter nuevamente al relé a un escenario bastante similar a la falla real acontecida en el sistema.

En Costa Rica, el Área de protección y medición del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), está conformada por tres regiones que abarcan todo el territorio costarricense, a saber: Central, Chorotega (o Norte) y Huetar (o sur). A dicha área, corresponde la parametrización, puesta en marcha y mantenimiento tanto de equipos de protección, como de los controles y medidores ubicados en las salas de control de las subestaciones. Los análisis que se detallan en este informe, fueron efectuados como parte de las labores propias de mantenimiento de la región central, y son el marco de referencia para tomar las acciones correctivas en cada uno de los casos.

II. CLASIFICACION DE LOS TIPOS DE ERROR DE

CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE PROTECCION

En los casos que se presentan errores de confiabilidad de los

sistemas de protección, estos pueden clasificarse en dos

grupos principales, los cuales son complementarios pero

opuestos entre sí:

A. Operaciones Incorrectas

Se refiere a disparos indeseados de relés de protección

ante eventos externos a su zona de protección, o dinámicas de

la red, que aunque no corresponden a fallas, vuelven sensible

o provocan comportamientos aleatorios a alguna o varias

funciones de protección. Estos disparos actúan cuando no son

requeridos. Dichas operaciones pueden provocar disparos en

cascada en diferentes puntos de la red, aun cuando estos no

están con fallas y comprometen los criterios de seguridad

operativa de los sistemas eléctricos de potencia ya que generan

la desconexión de múltiples elementos. Dependiendo del

momento en que se presenten, dichas operaciones incorrectas

podrían incluso provocar un colapso del sistema si se da la

salida de unidades de generación o líneas de interconexión

importantes, durante periodos de alta demanda energética.

B. Fallas de Operaciòn

Se refiere a la ausencia de disparos o el bloqueo no

deseado de funciones en relés de protección ante fallas o

eventos dentro de la zona de protección, cuando dichas

operaciones son requeridas. Estos errores, pueden deberse a

problemas de sensibilidad de los ajustes de protección, errores

de cálculo durante la selección de ajustes, saturación de los

órganos de medición, o errores de interpretación de los

algoritmos responsables de la activación de una función

específica de un relé o modelo de relé en particular. Dichos

errores, son siempre críticos ya que implican la permanencia

no deseada de una falla por un tiempo mayor, e incluso

podrían obligar el despeje de la falla por respaldos remotos,

con la consecuente expansión de la zona de protección, o

incluso la indisponibilidad del servicio ante fallas

momentáneas, en caso de errores de recierre.

C. Forma de abordar el anàlisis del desempeño segùn la

clasificaciòn del tipo de error de confiabilidad

Es normal que ambos errores de confiabilidad se

presenten de forma esporádica en una red, sin embargo,

depende de la experticia del personal a cargo de

mantenimiento, así como los analistas de las áreas de diseño e

ingeniería, el correcto análisis e interpretación de dichos

errores, con el fin de lograr tomar las acciones correctivas

pertinentes.

En el caso particular de fallas de Operación, aunque estas

casi siempre son más críticas dado que comprometen la

rapidez y la selectividad ante un evento anormal en la red, son

hasta cierto punto más fáciles de detectar y analizar

precisamente porque aparecen bajo condiciones de

contingencia del sistema de potencia. Generalmente se logra

determinar fácilmente la zona afectada, las funciones

involucradas y se podría contar con un registro oscilográfico

de la falla que permita hasta cierto punto, lograr una

reconstrucción del evento que puso en evidencia el error en la

confiabilidad. Con lo anterior, se pueden generar una serie de

pruebas que permiten evidenciar el punto de no operación del

relé. Al mismo tiempo, se podría reforzar momentáneamente

el esquema de protección mediante la colocación o activación

provisional de funciones de respaldo que cubran la falla de

operación en caso de un evento futuro durante el proceso de

análisis.

Para el caso de Operaciones Incorrectas, estas siempre

implican un mayor análisis e investigación del evento, ya que

pueden aparecen de forma aleatoria en uno o más relés, y no

necesariamente obedecen a un problema de inestabilidad en la

red, por lo que provocan un alto grado de incertidumbre al no

poder delimitar una zona de protección asociada.

Generalmente no producen registros oscilográficos ya que

podrían aparecer aun sin contingencia. A pesar que las

operaciones incorrectas podrían presentarse en condiciones de

estabilidad del sistema, podrían aparecer de forma simultánea

y completamente aleatoria en distintos puntos de la red. Lo

anterior no es conveniente para la disponibilidad del servicio,

principalmente en lapsos de alta demanda y deben ser

atendidas y corregidas lo antes posible. Dado que no dependen

necesariamente de la aparición de un evento en particular, es

difícil tomar una acción correctiva que evite una nueva

operación incorrecta en cualquier momento, mientras se

identifican sus causas. En algunos casos incluso podría

resultar más conveniente inhabilitar por completo la función

que está operando en forma incorrecta y apoyarse en la

operación correcta de los respaldos tanto locales como

remotos.

III. PRIMER CASO: FALLA DE OPERACION POR

BLOQUEO ERRONEO DE FUNCION DE IMPEDANCIA

(ANSI 21)

Este primer caso se presente el día 2 de febrero del 2004 en

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

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

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

1. La protección de la línea de distribución había sido recientemente intervenida y no tenía el canal de comunicación habilitado en ese momento.

2. El disyuntor de potencia del lado de baja del transformador tenía un daño operativo reciente que no había sido reportado previo al evento.

Ante este panorama, solo se contaba con los respaldos de zona inversa de las protecciones impedancia de las Líneas de Transporte en la subestación B, es en este punto que aparece el tercer error no contemplado en la protección de respaldo, y que corresponde al análisis que se expone a continuación.

A. Anàlisis post falla del desempeño del relè

El primer error que pudo detectarse, es que a pesar que ambos relés de impedancia debían despejar la falla en tiempo de zona inversa (ajustado en 4 seg), el relé impedancia correspondiente a la línea Sub A-Sub C, no opero sino hasta después de 21.5 seg de detectada la falla.

El primer síntoma que da indicios de una falla de operación se aprecia en los registros de eventos del relé impedancia. En dichos registros se nota una intermitencia en la activación y desactivación de la función “68 Power Swing Detected” a partir de 1.4 seg de iniciada la falla. Este comportamiento se repite de forma intermitente en lapsos inferiores a los 4 seg de ajuste de la zona inversa, hasta que finalmente aparece por última vez en estado OFF, a los 17.5 seg de iniciado el evento, es decir 4 seg antes del disparo definitivo de la protección por zona inversa.

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

Al analizar la función “68 Power Swing detected” de acuerdo al fabricante, la misma es utilizada para evitar la operación incorrecta de la función impedancia durante oscilaciones de potencia.

Los requisitos en dicho relé, para detectar una oscilación de potencia son básicamente los siguientes:

1. Deben ser eventos trifásicos y simétricos

2. Debe haber una variación de voltaje complementaria a una variación de corriente (uno de estar alto y el otro bajo)

3. El vector de impedancia, debe tener una razón de cambio definida por dos polígonos nominados como APOL y PPOL, los cuales están definidos por el ajuste de la zona Z4, con una distancia de 1Ω para relés de 5Amp y de 5Ω para relés de 1 Amp.

figura 3. Criterio de detección de oscilaciones de potencia mediante polígonos APOL y PPOL

Como se logró apreciar, de la oscilografia de la falla, se nota claramente que el evento, al ser una falla trifásica, y tener un comportamiento intermitente en las inmediaciones de Z4, producto del movimiento del conductor, cumplió con todas las condiciones requeridas por el algoritmo de oscilación de potencia. Sin embargo, no se trata de una oscilación de potencia.

figura 4. Comportamiento de la falla registrada por el relé

B. Pruebas de laboratorio para determinar la causa de

falla de operaciòn

Una vez analizado el comportamiento del relé, se hicieron

pruebas para determinar si fue la razón de cambio del vector

de impedancia, la que provocó el comportamiento errático del

relé a la hora de discriminar una falla de una oscilación de

potencia.

Las pruebas efectuadas se basaron prácticamente en generar

distintos archivos de falla, de forma tal que se lograse una

variación del vector de impedancia con distintas razones de

cambio utilizando como punto de falla, los mismo valores

registrados en el momento del disparo del relé.

Se probaron varios escenarios, los cuales incluyeron, tanto el

ingreso y permanencia a la zona de falla, como la entrada y

salida de dicha zona, con distintas razones de cambio. Estas

pruebas se efectuaron tanto en Z1, como Z3 y Z5, con

variaciones solo en la parte resistiva, y luego en la parte

resistiva e inductiva.

Las siguientes imágenes muestran un ejemplo de algunas de

las pruebas, así como el comportamiento del relé para una

razón de cambio dada. Se adjuntan además las tablas resumen

de resultados de todas las pruebas efectuadas.

figura 5. Trayectoria de falla para la prueba 1

figura 6. Trayectoria de falla para la prueba 10

figura 7. Secuencia de eventos registrados por el equipo de

prueba OMICRON para el ensayo 3

TABLA I RESUMEN DE RESULTADO DE PRUEBAS Z1 Y

Z3

TABLA II RESUMEN DE RESULTADO DE PRUEBAS Z5

C. Acciones Correctivas

Una vez que se logró determinar la influencia de la razón de

cambio de una falla, en el comportamiento del relé, se envió el

informe de pruebas detalladas al fabricante del equipo. Como

respuesta, se logró una actualización del firmware de la

protección, el cual incluye entre las mejoras, la detección de la

razón de cambio de la parte inductiva, respecto a la parte

resistiva. Este cambio obedece, a que en oscilaciones de

potencia reales, las variaciones sobre impedancia resistiva e

impedancia inductiva no ocurren en la misma proporción y a

la misma velocidad, tal y como se simularon en pruebas.

Posterior a la actualización del firmware se realizaron

nuevamente las mismas pruebas, y se logró comprobar que el

relé no activa su función de bloqueo por oscilación de

potencia.

IV. SEGUNDO CASO: FALLA DE OPERACION DE LA

FUNCION DE RECIERRE (ANSI 79) POR ACTIVACION

INCORRECTA DE LA FUNCION “SWITCH ONTO

FAULT” (ANSI 50HS)

La siguiente falla se presentó el día 30 de Agosto del 2005 a

las 15:19, la misma correspondió a una falla monofásica en la

Fase S, a 11.9 km de la subestación A, tal y como se muestra

en la siguiente figura

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

El evento provocó el disparo por impedancia en zona 1 de la

función 21 en el extremo A, la cual efectúa un ciclo disparo-

recierre exitoso, con lo cual queda cerrado el disyuntor en ese

extremo.

Por su parte el extremo B, presentó un disparo tripolar de parte

de la función 50HS, no así de la función de impedancia, lo

cual provoca como es normal, el bloqueo de la función de

recierre dejando al disyuntor de ese extremo, en posición

abierta.

A. Analisis Post Falla del Desempeño del Relè

Lo primero que se debe destacar en este caso, es la operación

incorrecta de la función ANSI 50HS la cual está diseñada

específicamente para disparar en caso de fallas que se

presenten justo durante el cierre de una línea, por ejemplo,

cuando se hace la operación de cierre y uno de los extremos de

la línea esta aterrizado.

La condición que debe cumplir la falla para que active dicha

función, es que debe venir precedida de una señal que indique

el “cierre de la línea” y al mismo tiempo, exceder el umbral de

ajuste de corriente de cortocircuito propio de una falla a tierra

de baja impedancia.

Como consecuencia, se debe provocar el disparo tripolar hacia

el disyuntor y bloquearse la función de recierre, ya que las

fallas que se presentan justo en el momento de cierre, tienen

una alta probabilidad que no sean pasajeras.

Seguidamente se muestra el registro de falla del relé en el

extremo B, el cual registró una corriente de falla de 5.99 KA,

lo cual corresponde a 37.5 A en el secundario. Vale la pena

destacar que la corriente de falla registrada por el relé en el

extremo A fue de 3.93 KA lo que corresponde a 24.6 A en el

secundario, o sea mucho más baja que la del extremo B

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

Por todo lo anterior, se logró concluir que a pesar que la falla

si fue pasajera y el relé del extremo A logró enganchar luego

del recierre; para el extremo B, la falla de operación de la

función de recierre fue producto directo de la operación

incorrecta de la función cierre en falla. Por esta razón, las

pruebas efectuadas al relé, van en función de determinar la

causa por la cual dicha función operó de forma incorrecta.

B. Determinaciòn de las causas de la Operaciòn Incorrecta

de la funciòn ANSI 50HS y pruebas efectuadas para

corroborar su desempeño

Un primer análisis del desempeño de la función ANSI 50HS,

se hizo a partir del diagrama de operación de dicha función.

Analizando dicho diagrama, se determina efectivamente que

las condiciones requeridas por el arranque y por ende, disparo

instantáneo de dicha función son superar un ajuste umbral de

corriente denominado I>> , y detectar la señal de cierre de

línea “line closure” durante un intervalo de tiempo

denominado “SOFT Time Delay”

Revisando el valor de estos ajustes en ambos relés, se puede

observar que para el caso del Relé en el Extremo B, el valor de

corriente de 37.5 A durante la falla, supera por mucho, el valor

de ajuste de umbral de corriente, el cual, como se muestra en

la siguiente figura, es de 30.35 A

figura 10. Valores de ajuste de los umbrales de corriente de la

función ANSI 50HS en ambos extremos

figura 11. Lógica de operación de la función ANSI 50HS según

manual del fabricante

Por otra parte, al revisar los parámetros de ajuste se notó una

diferencia importante en el parámetro de “reconocimiento de

cierre de línea”. Se puede observar que en una de las opciones,

se toma en cuenta el voltaje en tanto que en la otra se toma en

cuenta la indicación de posición del disyuntor.

Para lograr una mejor comprensión del algoritmo de

“reconocimiento de cierre de línea” se decidió efectuar

pruebas a cada una de las opciones disponibles en los ajustes

del relé. Estas pruebas lograron demostrar que el umbral de

corriente es determinante para la detección de cierre de línea

en 3 de las 4 opciones de ajuste disponible, y que solamente el

ajuste que contempla “reconocimiento de cierre de línea” por

criterio de “cierre manual”, es el único que no depende de

detección de corriente, sino que únicamente de entradas

binarias.

figura 12. Ajustes del parámetro “reconocimiento de cierre de

línea” en ambos relés.

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

A raíz de dichas pruebas, se hizo un estudio de carga en la

línea y se logró determinar que existe una fluctuación

importante en su corriente de carga. Se pudo comprobar

incluso que hay horas del día en las que la corriente de carga

está por debajo del umbral mínimo requerido para detectar

línea cerrada.

Para validar esta condición, se registró el comportamiento del

relé, lográndose comprobar efectivamente la activación y

desactivación de la señal “cierre de línea” en una banda

horaria que contemplaba la hora en que actuó el relé por

función ANSI 50HS.

La siguiente gráfica muestra la fluctuación de la corriente de

la línea en relación al ajuste “corriente umbral de polo

abierto”, la cual corresponde al valor de corriente mínimo

requerido para detectar “cierre de línea”.

figura 14. Fluctuación de la corriente de la línea en valores

secundarios, respecto al ajuste “corriente umbral de polo

abierto”

C. Acciones Correctivas

Como medida inmediata, se hizo un análisis de cargabilidad

de las líneas del Sistema Eléctrico Nacional, con el fin de

determinar cuáles de ellas presentaban altas fluctuaciones en

la amplitud de corriente, altas corrientes de cortocircuito y la

aparición de intervalos de muy baja carga. Una vez

determinadas dichas líneas, se procedió a alambrar todas las

señales de comando de cierre manual a las protecciones que

contaban con la función 50HS, y se seleccionó el ajuste

“Entrada Binaria de Indicación de Cierre Manual” para el

ajuste “reconocimiento de cierre de línea” en dichas líneas.

Es importante destacar que al ser una entrada binaria, la señal

“Entrada Binaria de Indicación de Cierre Manual” podría

presentar un fallo de alambrado, y no permitir la activación de

la función ANSI 50HS en el momento que esta se requiere.

Por esta misma razón, en aquellas líneas que presentaban

características de carga más estables, y con un valor por

encima del ajuste “corriente umbral de polo abierto” siempre,

se optó por dejar el ajuste que toma en cuenta el umbral de

corriente, ya que el mismo es sensado de manera continua.

También se hicieron pruebas en otros relés de distintos

fabricantes y se pudo determinar que los criterios de detección

de cierre de línea son muy distintos en otras marcas y

modelos.

V. TERCER CASO: OPERACIÓN INCORRECTA DE

UNA FUNCION DIFERENCIAL DE LINEA (ANSI 87L)

POR PROBLEMAS DE COMUNICACIÓN EN FIBRA

OPTICA.

Este último evento se presentó el 23 de marzo del 2011 y es

quizá uno de los que requirió más análisis debido que, a

diferencia de los otros dos, la operación se dio sin haber una

falla previa.

El evento en sí ocurrió alrededor de las 13 horas, lo cual

implica un alto riesgo para el Sistema Eléctrico Nacional, ya

que corresponde a las horas de mayor consumo.

El disparo, como se muestra en el siguiente diagrama, ocurrió

sin haber falla previa y consistió en la operación de los relés

diferenciales que interconectan las subestaciones B y C, con la

subestación A, en la barra de 138KV.

Vale la pena destacar adicionalmente que la subestación A es

considerada como critica, ya que la misma corresponde a una

subestación de enlace entre los subsistemas de transporte a

138KV y 230KV. En ella además, se concentran líneas

provenientes de las principales subestaciones con plantas de

generación, tanto al norte como al sur del país. Un disparo en

dicha barra, podría separar completamente los bloques de

generación norte y sur del país en ese instante.

figura 15. Diagrama de los interruptores que abrieron debido a

operación incorrecta de la función ANSI 87L

Finalmente es importante destacar que no se alcanzaron

corrientes de sobre carga, no hubo disparos ni arranques en

ninguna otra función, y las líneas que dispararon, comparten

unas cuantas torres a la salida de la subestación A.

El disparo se presentó en más de una ocasión previo a tomar

las acciones correctivas.

A. Analisis Post Falla del Desempeño del Relè

Para analizar este evento, se requirió colectar y comparar de

forma simultanea los registros de los cuatro relés

involucrados, y comparar dichos registros en un mismo

instante de tiempo, con el fin de verificar la secuencia de

aparición de los eventos.

Lo primero que se pudo comprobar al analizar los registros, es

que en ningún instante hubo corrientes de falla, ni siquiera,

valores de corriente cercanos al valor nominal.

Adicionalmente, se pudo comprobar que en el instante de

falla, las polaridades de las corrientes aparecían entrando en

un extremo, y saliendo en el extremo opuesto, por lo cual se

pudo descartar cualquier error de polarización de corriente, ya

sea por alambrado o por parametrización.

Un primer indicador importante de la causa de falla, fue el

hecho de que algunos de los relés analizados, presentaban un

comportamiento intermitente de la señal de bloqueo /

desbloqueo de la función ANSI 87L por pérdida de

comunicación.

Es sabido que para la correcta operación de la función 87L, se

requiere el monitoreo conjunto de ambos extremos de la línea,

con el fin de comparar las señales de corriente en ambos

extremos. Esto se hace por medio de la fibra óptica que

conecta ambos relés.

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

A hacia el extremo B

Otro indicador importante, fue que los disparos no se dieron

en forma simultánea por cada pareja de relés, sino que fue

provocado por los relés de un extremo, y transferido al relé del

extremo opuesto. Este detalle es muy importante, ya que es

sabido que los relés que cuentan con función 87L deben

operar como un conjunto, ya que entre ambos definen la

corriente que entra y que sale, al inicio y al final de una zona

protegida.

figura 17. Transferencia de disparos entre relés diferenciales, a los

extremos de ambas zonas protegidas.

B. Determinaciòn de las causas de la Operaciòn Incorrecta

de la funciòn ANSI 87L

Como se explicó anteriormente, al no existir una condición de

falla en la red eléctrica que provocase la operación incorrecta

del relé, hubo que hacer un análisis exhaustivo de toda la

información recopilada por el relé, tanto en eventos como en

registros oscilograficos.

El primer trabajo realizado, fue hacer una prueba

reflectométrica de la fibra óptica para determinar el estado del

enlace. Al efectuar dicha prueba, se logró comprobar que

efectivamente se tenían varios puntos de alta atenuación en las

conexiones entre ambos pares de relés, de ambas líneas.

Como se muestra en la siguiente figura, se lograron determinar

empalmes en los patch cord, los cuales fueron implementados

para poder acoplar los conectores ST del extremo del relé, con

los conectores FC al extremo del distribuidor óptico. También

se logró detectar que algunos tramos de dichos patch cord,

presentaban fracturas, esto debido a que los mismos quedaban

atrapados en el marco de la puerta del tablero.

figura 18. Detalle de los daños encontrados en los patch cord de

los relés diferenciales.

Otro dato curioso que pudo comprobarse durante la inspección

de la lista de eventos, fue que los relés que provocaron y

transfirieron el disparo incorrecto, tenían una saturación del

registro de eventos por la activación-desactivación constante

de la señal “cierre de línea detectado”.

Como se muestra en la siguiente figura, el procesador del relé

consume una parte importante de sus recursos atendiendo

dicha solicitud de forma constante.

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

AC.

Este comportamiento, tal como se vio en el segundo caso

expuesto en este mismo artículo, está relacionado con los

ajustes “reconocimiento de cierre de línea” y “corriente

umbral para detección de polo abierto”. Se pudo comprobar de

esta forma, que efectivamente la línea contaba con

características de carga que hacían que la corriente oscilara en

un valor cercano al valor de ajuste del umbral de corriente, el

cual estaba ajustado a un 10% de la corriente nominal de la

línea.

figura 20. Intensidad de corriente de carga y valores de ajuste de

detección de línea abierta para la protección de línea AB.

Finalmente se analizaron las oscilografias registradas por

ambos relés, y se pudo comprobar que solamente los extremos

que provocaron el disparo transferido en ambas líneas,

detectaron una corriente diferencial.

figura 21. Registros oscilograficos de los relés 87L de la línea AC

Es importante recordar en este punto que la operación durante

una falla, para los relés diferenciales viene dada por las

siguientes ecuaciones

(1)

(2)

Donde k es el ajuste de sensibilidad, I1 e I2 las corrientes que

ingresan a ambos lados de la zona de protección definida por

una pareja de relés diferenciales.

Se debe notar que hubo un comportamiento muy particular de

cada pareja de relés diferenciales, ya que casualmente los relés

que provocaron el disparo transferido, detectaron una corriente

diferencial casi que igual a la corriente de restricción en el

momento de provocar el disparo. Es importante también

destacar que en condiciones de falla normales, ambos

extremos deben notar una alta corriente de operación y una

casi nula corriente de restricción.

Del análisis de operación del relé mostrado en la figura 21, y

de las respectivas ecuaciones (1) y (2), se puede deducir que la

única forma que tanto Ioperacion, como Irestriccion sean muy

parecidas, es precisamente ante la ausencia de medición de I2,

o sea la corriente proveniente del extremo opuesto de la línea.

C. Acciones correctivas

A pesar que para este caso no se logró reproducir todas las

condiciones operativas del relé en el laboratorio, de los

análisis efectuados al relé, se infirieron varias hipótesis.

La primera de ellas es que los relés que provocaron el disparo,

tenían una sobrecarga en sus procesadores, producto de la

constante activación-desactivación de la señal “cierre de línea

detectado”.

La segunda hipótesis, es que, producto de esa misma

sobrecarga de procesamiento, los relés de protección que

provocaron el disparo, lo hicieron porque no pudieron

bloquear en determinado instante su función diferencial de

línea. A partir de lo anterior, se presume que los mismos

procedieron a hacer sus cálculos con datos erróneos, o incluso,

con datos ausentes del extremo opuesto; precisamente por los

daños que presentaba la fibra óptica.

Partiendo de lo anterior, y como acciones correctivas,

primeramente se procedió a restituir los patch cord, con patch

cord a la medida, es decir con conectores ST-FC en los

extremos, sin empalmes, e instalados con técnicas adecuadas

de cableado estructurado, en ductos protegidos.

Adicional a ello, se modificó el ajuste de “detección de cierre

de línea” para aplicar el criterio de “entrada binaria por cierre

manual”.

Con las modificaciones anteriores, se operaron las

protecciones por un periodo de prueba de 1 mes. Durante este

periodo, se deshabilitaron las salidas de disparo, y se

programaron el alarmado mediante Leds, de las señales de

“cierre de línea detectado”, “disparo diferencial” y “bloqueo

por perdida de comunicación”.

Posterior a ese mes de prueba, luego de no notar ningún

comportamiento extraño, se restableció de forma definitiva los

relés diferenciales. A la fecha no se han vuelto a presentar

operaciones incorrectas en dichos relés.

VI. CONCLUSIONES

El mantenimiento de protecciones en sistemas de transporte es

una rama de la ingeniería que requiere un amplio

conocimiento, tanto a nivel de sistemas de potencia para

entender la dinámica de una red eléctrica; como a nivel de

electrónica y telecomunicaciones, para lograr una

comprensión de los algoritmos y funcionamiento de los relés

microprocesados.

A diferencia de otros sistemas, el mantenimiento de sistemas

de protección no está enfocado precisamente a supervisar el

desgaste de componentes, o a monitorear la degradación por

operación excesiva de los activos, sino que está enfocado

principalmente a garantizar la confiabilidad operativa de las

funciones de protección. Un relé de protección pasa la

mayoría de tiempo en estado ocioso, pero requiere de un

funcionamiento óptimo, precisamente cuando las condiciones

del sistema eléctrico se ven comprometidas.

Es precisamente por esta razón, que muchas de las fallas

operativas de los relés, se pueden categorizar como fallas

ocultas, ya que solamente van a quedar en evidencia ante una

contingencia eléctrica.

De igual manera, queda demostrado que una operación

incorrecta es una condición que podría no ser detectada

durante la puesta en marcha, y que podría estar asociada tanto

a errores de ajuste dentro del relé, como a condiciones propias

de su entorno operativo.

Ambas condiciones podrían comprometer el sistema eléctrico,

debido tanto a la perdida de selectividad, como a los retardos

de operación o incluso aperturas indeseadas e inesperadas en

ciertos puntos de la red eléctrica.

Tener una conceptualización clara de los tipos de error de

confiabilidad que pueden presentarse en los esquemas de

control, es de vital importancia a la hora de analizar

comportamientos inesperados de los esquemas de protección,

y debe ser la base bajo la cual, se deben tomar las acciones

correctivas.

Las experiencias que fueron presentadas en este documento,

resumen a modo de ejemplo, parte de los desafíos que

representa la ingeniería de mantenimiento de sistemas de

protección de redes eléctricas.

REFERENCIAS

For papers published in translation journals, please give the English citation first, followed by the original foreign-language citation [6].

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[5] Jhon Moubray, Reliability-centred Maintenance, ediciòn en español, 2004, Aladon Ltd.

[6] Siemens, Siprotec Distance Protection 7SA522, Manual, 2011

[7] Siemens, Siprotec Differential Protection 7SD610, Manual, 2001