Mejoramiento del sistema de medida, control y protección ...

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2001

Mejoramiento del sistema de medida, control y protección para la Mejoramiento del sistema de medida, control y protección para la

subestación de potencia Salitre subestación de potencia Salitre

Ricardo Juan de Dios Torres Universidad de La Salle, Bogotá

Alexander Venegas Pineda Universidad de La Salle, Bogotá

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

Citación recomendada Citación recomendada Torres, R. J., & Venegas Pineda, A. (2001). Mejoramiento del sistema de medida, control y protección para la subestación de potencia Salitre. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/425

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%2F425&utm_medium=PDF&utm_campaign=PDFCoverPages

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/425?utm_source=ciencia.lasalle.edu.co%2Fing_electrica%2F425&utm_medium=PDF&utm_campaign=PDFCoverPages

mailto:[email protected]

MEJORAMIENTO DEL SISTEMA DE MEDIDA, CONTROL Y

PROTECCIÓN PARA LA SUBESTACIÓN DE POTENCIA SALITRE

RICARDO JUAN DE DIOS TORRES

ALEXANDER VENEGAS PINEDA

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C

2001

MEJORAMIENTO DEL SISTEMA DE MEDIDA, CONTROL Y

PROTECCIÓN PARA LA SUBESTACIÓN DE POTENCIA SALITRE

RICARDO JUAN DE DIOS TORRES

ALEXANDER VENEGAS PINEDA

Trabajo de Grado para Optar al título de

Ingeniero Electricista

Director

JOSE CARLOS ROMERO E.

Ingeniero Electricista

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C

2001

Nota de aceptación

Director del trabajo de grado

Jurado

Jurado

Bogotá D. C. Abril de 2001

A Dios porque ha sido mi guía.

A mi mamá por su enorme sacrificio al apoyarme

incondicionalmente en la realización de mis

sueños.

A mi papá por el ejemplo que siempre me brindo

gracias por ser un padre único y ejemplar.

A mis hermanos por que sin ellos no seriamos la

hermosa familia que es.

A mi esposa por su amor y compresión en esos

momentos difíciles de mi vida.

Ricardo

”Ni la universidad, el director, ó los jurados, son responsables por

las ideas expuestas en este trabajo de investigación.”

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan sus agradecimientos a:

Ingeniero José Carlos Romero E, (Director). Por su continúa orientación en

el transcurso del proyecto.

Ingeniero Álvaro Venegas por su abnegado interés en nuestro desarrollo

profesional al haber fomentado en nosotros el deseo de perfeccionar los

conocimientos proporcionados por la institución.

Ingeniero Cesar Rincón, jefe del departamento de protecciones de

CODENSA S.A, por su continuo apoyo prestado en la adquisición de

información, fundamental para la realización de este proyecto de grado.

Ingeniera Alba Janethh Juan de Dios Torres por la colaboración prestada

en forma desinteresada, durante la realización de este proyecto

Ingeniero Luis Bello por su colaboración en la adquisición y estudio de

información relacionada con la nueva tecnología, aplicada en este trabajo

de investigación.

TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN 1

1 FUNDAMENTOS TEÓRICOS 3

1.1 Transformadores de instrumentación 3

1.1.1 Transformadores de potencial 4

1.1.1.1 Simbología 4

1.1.1.2 Tensiones nominales 5

1.1.1.3 Tipos 6

1.1.1.3.1 Doble polo aislado 6

1.1.1.3.2 Un polo aislado 7

1.1.1.4 Tipos capacitivo e inductivo 8

1.1.1.5 Aislamiento 8

1.1.1.6 Conexiones 9

1.1.2 Transformadores de corriente 9

1.1.2.1 Corrientes nominales 10

1.1.2.2 Tipos de transformadores de corriente 12

1.1.2.2.1 Tipo estación o autosoportado 12

1.1.2.2.2 Tipo devanado 14

1.1.2.2.3 Tipo buje 15

1.1.2.2.4 Tipo barra 16

1.1.2.2.5 Tipo ventana 17

1.1.2.3 Conexiones 18

1.2 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES 18

1.2.1 Protección diferencial 19

1.2.1.1 Ajuste del relé 20

1.2.2 Relés de sensibilidad reducida 21

1.2.3 Relés con bloqueo de armónicos 21

1.2.4 Relé Buchholz 22

1.2.5 Relé de sobrecorriente 22

1.2.6 Protección contra anomalías 23

1.2.7 Protección de transformadores de puesta a tierra 24

1.3 CONFIGURACIÖN Y PROTECCIÓN DE BARRAS 25

1.3.1 Configuraciones 25

1.3.1.1 Barra sencilla y un interruptor 25

1.3.1.2 Barra principal y barra de transferencia 26

1.3.1.3 Doble barra 26

1.3.1.4 Doble barra con by-pass 27

1.3.1.5 Configuración anillo 28

1.3.1.6 Interruptor y medio 28

1.3.1.7 Doble barra doble interruptor 29

1.3.2 Protección de barras 29

1.3.2.1 Protección de barras con relés diferenciales decorriente

29

1.3.2.2 Protección de barras con relés de alta impedancia 30

1.4 PROTECCIÓN DE LÍNEAS 31

2 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN 32

2.1 DESCRIPCIÓN GENERAL 32

2.1.1 Localización geográfica 32

2.1.2 Localización topológica 33

2.1.3 Planta general de la Subestación 34

2.1.4 Sala de control 35

2.1.5 Servicios auxiliares de corriente alterna 35

2.1.6 Servicios auxiliares de corriente continua 36

2.1.7 Banco de baterías 36

2.1.8 Cargador de baterías 37

2.2 DESCRIPCIÓN ELÉCTRICA 40

2.2.1 Interruptores de 115 kV 41

2.2.1.1 Descripción de los equipos 42

2.2.1.2 Operación del interruptor 43

2.2.2 Interruptores ABB HLR 43


2.2.3 Interruptor MAGRINI GALILEO tipo SB6 145 44

2.2.3.1 Operación 45

2.2.4 Interruptores ABB HPL 46

2.2.5 Interruptores de 57.5 kV 47

2.2.5.1 Descripción 48


2.2.6 Seccionadores 115 kV 52


2.2.7 Seccionadores 57.5 kV 54


2.2.8 Cuchillas de puesta a tierra para 115 kV 57


2.2.9 Bancos de transformadores 115/57.5 kV 58

2.2.9.1 Características de los bancos de transformadores115/57.5 kV

60

2.2.9.2 Características de los transformadores decontratensión.

60


2.2.9.4 Equipo de conservación de aceite 61

2.2.9.5 Desecadores de aire 61

2.2.9.6 Relé Buchholz 62

2.2.9.7 Grupo moto ventilador 63

2.2.9.8 Pasatapas o bujes de conexión 63

2.2.9.9 Válvula de sobrepresión 64

2.2.9.10 Indicadores de nivel de aceite 64

2.2.9.10.1 Imagen térmica 64

2.3 TRANSFORMADORES DE POTENCIA 115/11.4 kV 65

2.3.1 Descripción 66

2.3.1.1 Equipo de conservación de aceite 66

2.3.1.2 Desecadores de aire 66

2.3.1.3 Relé Buchholz 67

2.3.1.4 Grupo moto ventilador 67

2.3.1.5 Pasatapas ó bujes de conexión 67

2.3.1.6 Válvula de sobrepresión 67

2.3.1.7 Indicadores de nivel de aceite 67

2.3.1.8 Imagen térmica 68

2.4 REGULADORES DE TENSIÓN 68

2.5 TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y PROTECCIÓN 69

2.6 DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN 70

2.7 TRAMPAS DE ONDA 71

2.8 BARRAJES 73

3 REDISEÑO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA 74

3.1 RESISTIVIDAD DEL TERRENO DE LASUBESTACIÓN SALITRE

76

3.2 MALLA DE PUESTA A TIERRA 80

3.2.1 Corriente a disipar por la malla 81

3.2.1.1 Factor de decremento 83

3.2.1.2 Tiempo de duración de la falla 83

3.2.1.3 Factor de ampliación 84

3.3 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR 84

3.4 CÁLCULO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA 86

3.5 VERIFICACIONES DE LOS VALORES OBTENIDOS 89

3.6 Consideraciones especiales 92

3.6.1 Varillas de puesta a tierra 92

3.6.2 Mallas de cerramiento 92

3.6.3 Justificaciones 93

4 PROTECCIONES EXISTENTES EN LASUBESTACIÓN SALITRE Y ANÁLISIS DE NUEVASTECNOLOGÍAS EQUIPOS SEL

95

4.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMADEPROTECCIÓN

95

4.1.1 Esquema de protección de líneas de 115kV 99

4.1.1.1 Descripción de equipos 107

4.1.1.1.1 Relé direccional de sobrecorriente de tierra Westing-House tipo IRD-8

107

4.1.1.1.2 Relé de distancia General Electric tipo SLY-81 108

4.1.1.1.3 Relé de bloqueo por oscilación de potencia Westing-House tipo KS

109

4.1.2 Esquema de protección del barraje de 115kV 110


4.1.2.1.1 Relé diferencial General Electric tipo PVD 113

4.1.3 Protección del módulo de transformación de115/11.4kV y 115/57.5kV

114


4.1.3.1.1 Relé de sobreintensidad tipo IAC General Electric 118

4.1.3.1.2 Relé diferencial General Electric tipo 12 BDD 16 122

4.1.3.1.2.1 Transformadores de corriente 122

4.1.3.1.2.2 Circuito de restricción de corriente 123

4.1.3.1.2.3 Circuito de corriente diferencial 123

4.1.3.1.2.4 Unidad de sobrecorrientes 124

4.1.3.1.2.5 Unidad de operación principal 125

4.1.3.1.2.6 Banderas 125

4.1.4 Protección circuitos de 11.4 kV 126


4.1.4.1.1 Relé de sobrecorriente instantáneo y temporizadoFirco-11

127

4.2 ANÁLISIS DE NUEVAS TECNOLOGIAS 132

4.2.1 Falla y determinación del grado de protecciónrequerido

134

4.2.2 Exigencias básicas de los relés de protección 135

4.3 PROTECCIONES INTEGRADAS 136

4.4 CARACTERÍSTICAS DE RELÉS DIGITALES SEL 137

4.4.1 Comunicaciones 138

4.4.2 Medidas 139

4.4.3 Indicadores de estado 139

4.4.4 Informe de incidencias o fallas 140

4.4.5 Ajustes y configuración 141

4.4.6 Interruptores 142

4.4.7 Registro de medidas máximas 142

4.4.8 Niveles de acceso 142

4.4.9 Mensajes automáticos 143

4.4.10 Condiciones de alarma 143

4.5 RELE SEL-321 PARA PROTECCIÓN DE LAS LÍNEASDE 115kV.

144

4.5.1 Estructura de los ajustes de calibración y operación 145

4.5.2 Características de comunicaciones 145

4.5.3 Manejo de interruptores 145

4.5.4 Generación de informes de fallas 146

4.6 RELÉ SEL 279 RECIERRE 146

4.7 RELÉ SEL-587 PROTECCION PARATRANSFORMADORES

147

4.7.1 Características de protección 147



4.8 RELE SEL-251 PROTECCIÓN DE CIRCUITOS DEDISTRIBUCIÓN

149

4.8.1 Características de protección 149



4.8.4 Interfaz de usuario 150

4.9 PROCESADOR DE COMUNICACIONES SEL-2020 150

4.9.1 Características generales 151

4.9.2 Funciones básicas del SEL-2020 152

4.9.3 Base de datos automáticos 153

4.10 INDICADORES PANEL FRONTAL DE LOS RELES 153

4.10.1 Indicadores del panel frontal relé SEL-321 153

4.10.2 Indicadores del panel frontal del relé SEL-587 154

4.10.3 Indicadores panel frontal del relé SEL-251 155

5 MEJORAS PROPUESTAS PARA LA SUBESTACIÓNSALITRE

156

5.1 CONFIGURACIÓN DE LA SUBESTACIÓN 156

5.1.1 Flexibilidad 157

5.1.2 Simplicidad de operación 157

5.1.3 Confiabilidad 158

5.1.4 Costo 158

5.2 DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN 159

5.3 RELÉS DE PROTECCIÓN 160

5.3.1 Descripción del equipo SLY 81 ó relé de distancia 160

5.3.1.1 Tiempo de operación 162

5.3.1.2 Aspectos generales del relé SLY 81 163

5.3.1.2.1 Ajuste de la primera zona del relé 164

5.3.1.2.2 Ajuste de la segunda zona del relé 165

5.3.2 Relé diferencial para transformador tipo 12 BDD16 166

5.3.3 Inversión económica de los relés propuestos 170

5.3.3.1 Inversión 170

5.3.4 Recomendaciones 171

5.4 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 173

5.5 MALLA DE PUESTA A TIERRA 175

5.6 Protecciones de circuitos de 11.4 kV 176

5.7 TABLEROS 177

6 CONCLUSIONES 178

BIBLIOGRAFÍA 182

ANEXOS 184

LISTA DE FIGURAS

1.1 Simbología de transformadores de potencial 4

1.2 Transformador de potencial tipo doble polo aislado 6

1.3 Transformador de potencial tipo un polo aislado 7

1.4 Transformador de corriente tipo estación 12

1.5 Transformador de corriente tipo autosoportado 13

1.6 Transformador de corriente tipo devanado 14

1.7 Transformador de corriente tipo buje 15

1.8 Transformador de corriente tipo barra 16

1.9 Transformador de corriente tipo ventana 17

2.1 Localización geográfica de la subestación Salitre 32

2.2 Localización topológica de la subestación Salitre 33

2.3 Planta general de la subestación 34

2.4 Plano de la sala de control 35

2.5 Servicios auxiliares de corriente alterna 35

2.6 Servicios auxiliares de corriente continua 37

2.7 Banco de transformadores de 115/57.5 kV. 58

2.8 Transformador de contra tensión 59

2.9 Banco de transformadores de 115/11.4 kV 65

2.10 Transformadores de potencial 69

2.11 Trampa de onda 71

2.12 Barraje de 115 kV 73

3.1 Esquema de malla de puesta a tierra 74

3.2 Procedimiento de la toma de medidas equipo GEO X 76

4.1 Esquema típico de protección líneas 115kV de CODENSAS.A

101

4.2 Zonas de operación relé MHO 103

4.3 Esquema típico de protección barraje 115 kV 112

4.4 Esquema de protección módulo de transformación de115/11.4 kV y 115/57.5 kV

114

4.5 Esquema relé diferencial General Electric 118

4.6 Esquema Protección de circuitos 11.4 kV 128

4.7 Esquema unión barras 1-2 129

4.8 Sistema de protección circuitos SA-21 a SA-28 entradaD2

130

4.9 Unión barras 2-3 y sistema de protección SA-31 a SA-38 131

4.10 Diagrama unifilar sistema de 11.4 kV 132

4.11 Relé SEL-321 protección de líneas de 115 kV 144

4.12 Relé SEL-279 recierre, chequeo de sincronismo 146

4.13 Relé SEL-587 protección de transformadores 147

4.14 Relé SEL-251 protección circuitos de distribución 149

4.15 Relé SEL-2020 procesador de comunicaciones 152

5.1 Esquema de comportamiento de la onda en undescargador de sobretensión

159

5.2 Rango de operación para la zona 1del SLY 81 162

5.3 Rango de operación para la zona 2 del SLY 81 163

5.4 Vista frontal y posterior de un relé diferencial tipo BDD 166

5.5 Curva característica del ajuste del relé BDD 168

5.6 Esquema de protección de la línea de 115 kV Calle 67 174

LISTA DE TABLAS

1.1 Clases de precisión normalizadas para transformadoresde corriente.

10

2.1 Transformadores que alimentan los circuitos dedistribución.

40

2.2 Principales características de los interruptores de 115 kVpresentes en la subestación.

41

2.3 Principales características de los interruptores de 57.5kV presentes en la subestación.

47

2.4 Principales características de los seccionadores de 115kV presentes en la subestación.

52

2.5 Principales características de los seccionadores de 57.5kV presentes en la subestación.

54

2.6 Principales características de las cuchillas de puesta atierra de 115 kV presentes en la subestación.

57

2.7 Principales características de los transformadores de115/57.5 kV.

60

2.8 Principales características de los transformadores decontratensión.

60

2.9 Moto ventiladores de los transformadores de 115/57.5kV.

63

2.10 Indicadores de nivel de aceite. 64

2.11 Termómetros de los transformadores de 115/57.5 kV. 65

2.12 Transformadores de potencia de 115/11.4 kV. 66

2.13 Motoventiladores de los transformadores de 115/11.4

kV.

67

2.14 Indicadores de nivel de aceite de los transformadores de115/11.4 kV.

68

2.15 Termómetros de los transformadores de 115/11.4 kV. 68

2.16 Transformadores de medida y protección presentes en lasubestación.

69

2.17 Descargadores de sobretensión. 70

3.1 Mediciones de resistividad realizadas en la subestaciónSalitre.

79

3.2 Factor de decremento. 83

3.3 Calibres mínimos del conductor de cobre para evitar sufusión.

86

4.1 Listado de equipos de protección. 98

4.2 SEL-321condiciones de iluminación de los indicadoresdel relé.

154

4.3 SEL-587 condiciones de iluminación de los indicadoresdel relé.

155

4.4 SEL-251 condiciones de iluminación de los indicadoresdel relé.

155

5.1 Rango de impedancias para relés SLY 81 paraimpedancias cortas ó largas.

164

5.2 Inversión fija 170

5.3 Inversión capital de trabajo. 170

5.4 Inversión total. 171

LISTA DE ANEXOS

A Diagramas de configuración de barras. 185

B. Diagrama del sistema de 115 kV y nivel de corriente decortocircuito para la subestación Salitre, y reporte deniveles de cortocircuito obtenido con el programa CAPE.

187

C. Plano de la malla de puesta a tierra existente en lasubestación Salitre.

189

D. Diagrama de rediseño de la malla de puesta a tierra parala subestación Salitre.

190

E. Datos de placa transformador 115/ 11.4 kV. 191

F. Disposición de los relés SEL, en los tableros de la sala decontrol de la subestación Bolivia.

192

G. Reportes del software que controla los relés SEL. 197

H. Esquema de conexion equipos Sel. 207

RESUMEN

El presente trabajo es el resultado del proceso de investigación y análisis

realizados sobre el sistema de medida, control y protección de la

subestación de potencia Salitre, con el fin de determinar el estado actual

de confiabilidad y seguridad de esta subestación, ante posibles

perturbaciones propias ó del sistema eléctrico al cual pertenece y

presentar las modificaciones necesarias en materia de tecnologías y

equipos modernos, para garantizar un óptimo funcionamiento.

El trabajo es presentado en seis capítulos que desarrollan el tema en

forma lógica y secuencial como a continuación se describe. En el primer

capítulo se presenta una información teórica general sobre - protecciones

eléctricas, aparatos de medida, control y demás elementos que intervienen

en la infraestructura de la subestación, información ésta importante y

necesaria para el mejor rendimiento de los temas tratados durante el

estudio.

En el segundo capítulo se hace un completo informe de las características

más relevantes de la subestación, como son su ubicación, configuración,

niveles de tensión, entre otros. De igual forma se analizan los elementos

que conforman el sistema de medida, control y protección,

describiendo además su ubicación, funcionamiento, aspectos técnicos,

marcas y referencias. Esta información es la base para determinar el

estado actual y específico de la subestación.

En el tercer capítulo se realizó el estudio del sistema actual de puesta a

tierra de la subestación, para lo cual fue necesario contar con la asesoría

del personal de mantenimiento de subestaciones de la empresa CODENSA

S.A, en lo referente al diseño de mallas de puesta a tierra, mantenimiento

y tomas de medidas de resistividad del terreno, motivo por el cual fue

necesario estudiar el modo de empleo de los equipos con que cuenta la

empresa para poder llevar a cabo dichas mediciones.

Dentro del proceso de adecuación del sistema de protección, al necesitar

información del sistema de puesta a tierra existente en la subestación

Salitre, por la antigüedad de su diseño que data desde el año 1963, se tuvo

que realizar un levantamiento en terreno del mismo; una vez llevado a

cabo este proceso, y basándonos en los conocimientos adquiridos en la

asignatura de centrales y subestaciones, se procedió a calcular el nuevo

diseño del sistema propuesto en este trabajo de investigación. Se buscaron

alternativas nuevas para reemplazar estos sistemas pero, como conclusión

de este análisis, se pudo determinar que son procesos que están en vía de

desarrollo y no representan hasta el momento una alternativa segura para

ser instalados en las diferentes subestaciones, más si se tiene en cuenta

que el proceso de instalación de éstas implicaría prácticamente el

desmonte de la subestación, lo cual conllevaría a un excesivo aumento en

los costos de instalación.

En el capítulo cuarto, se hace un compendio del sistema de protecciones

existente en la subestación Salitre, para lo cual, y con la correspondiente

aprobación, se realizó el inventario de la subestación, proceso que llevo

gran parte del tiempo de desarrollo del trabajo, dado que el departamento

de protecciones no contaba con el listado actualizado de equipos, esto

debido a su continuo mantenimiento y cambio de partes que presentaron

algún daño.

Paralelamente a la actualización del listado de equipos se comenzó con la

búsqueda de información en lo que hace referencia a las nuevas

tecnologías en equipos de protección para subestaciones de potencia, de

esta forma se obtuvo información referente a la empresa SCHWEITZER

ENGENIERING LABORATORIES INC, la cual ha desarrollado en los

últimos años equipos de protección basados en programación digital que

provee una mayor confiabilidad en la operación de equipos de potencia.

Se analizaron los equipos SEL, los cuales son relés de protección utilizados

en la actualidad en diferentes países del mundo, y que han mejorado

ostensiblemente el funcionamiento de los diferentes sistemas donde se han

utilizado.

Se realizó la comparación de los equipos que posee la subestación; su

estado actual de funcionamiento, la tecnología empleada y la estadística de

su mantenimiento, frente a los equipos SEL, y se llega a la conclusión que

es necesario reemplazar algunos de los equipos actuales por esta última

tecnología, más si se tiene en cuenta que estos equipos (SEL), cuentan con

puertos de comunicación que permiten el constante monitoreo de sus

funciones, así como la programación que utilizan y la cual puede ser

realizada a control remoto desde el centro de control, sitio encargado de la

supervisión de los diferentes circuitos de distribución.

El capítulo cinco se presenta como el compendio de las diferentes

propuestas debidamente sustentadas, sugeridas por este trabajo.

El sexto capítulo presenta las conclusiones de esta investigacion, asi como

la comprobacion del cumplimiento del objetivo propuesto por este trabajo.

INTRODUCCION

En momentos en que el sistema eléctrico nacional ha sido puesto a

prueba, su efectividad ha dejado entrever una fragilidad, bien sea por

agentes externos ó internos. Lo que hace necesario valorar su capacidad

de operación y respuesta ante fallas, especialmente en el sistema de

transformación para la distribución en las ciudades, donde se han

detectado retardos importantes en la respuesta de las protecciones, dando

lugar a fallas que se extienden en el sistema eléctrico nacional.

El tema de medida, control y protección abarca un amplio estudio en la

ingeniería eléctrica; se presenta como las diferentes opciones en el

mejoramiento de cualquier sistema eléctrico; por tal motivo y ante el

desarrollo de nuevas tecnologías es necesario estar a la vanguardia en todo

lo relacionado con este tema.

El objetivo primordial al realizar este estudio en la subestación Salitre, es

el de comprobar el grado de eficiencia y seguridad de los equipos

existentes y corregir, por medio de cambios sugeridos, aquellos que sean

obsoletos ó que presenten fallas. De esta manera, el funcionamiento de la

subestación será más confiable, dado que su sistema de protección,

medida y control podrán actuar con mayor eficiencia ante una falla del

sistema y mejorar así su confiabilidad, selectividad y flexibilidad.

La investigación se realizó basándose en el análisis de la información

recopilada en planos y diagramas unifilares, levantamiento y valoración

en campo de los sistemas de puesta a tierra, medida control y protección,

2

así como el contacto directo con personal tanto técnico como profesional a

cargo de la subestación.

Se logró determinar el estado real del funcionamiento de los diferentes

equipos, contando como soporte las diferentes estadísticas de

mantenimiento y reparación de estos equipos.

Este trabajo se enfoca, al estudio del comportamiento de los sistemas de

medida, control y protección, de la subestación Salitre en los niveles de

tensión de 115 kV, 57.5 kV y 11.4 kV, con el fin de verificar el grado de

confiabilidad y eficiencia de cada uno de estos sistemas, para de esta

forma poder aportar sugerencias que optimicen el desempeño de la

subestación.

CAPITULO 1

FUNDAMENTOS TEÓRICOS

Las protecciones eléctricas son dispositivos encargados de proveer los

medios para eliminar o amortiguar los efectos perniciosos de las fallas

eléctricas sobre los distintos elementos del sistema. La pieza fundamental

de la protección es el relé.

Los objetivos principales de los sistemas eléctricos de protección son:

prevenir lesiones al personal, minimizar el daño a los componentes del

sistema y limitar la extensión y duración de la interrupción del servicio en

cualquier momento que el equipo falle, o sea provocado por una falla

humana, u ocurran situaciones naturales adversas en cualquier segmento

del sistema.

1.1 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN

Cuando los valores de tensión y corriente en un circuito de potencia son

demasiado altos para permitir una conexión directa de los relés e

instrumentos de medida, el acople es efectuado a través de

transformadores, llamados de instrumentación o medida.

4

1.1.1 Transformadores de potencial

El transformador de potencial o tensión (PT) es aquel transformador en el

cual la tensión secundaria es prácticamente proporcional a la tensión

primaria y está desfasada de ella un ángulo cercano a cero (0) grados.

1.1.1.1 Simbología

A continuación se ilustra la simbología empleada para representar los

transformadores de potencial en los diagramas unifilares.

Figura 1.1 Simbología de transformadores de potencial1

1 Ramírez, Carlos Felipe, Introducción a los relés de protección. Ed. Limusa, 1998.

5

1.1.1.2 Tensiones nominales

Son los valores establecidos en la placa de características como las

tensiones primarias y secundarias para las cuales se ha diseñado el

transformador.

La tensión primaria de los transformadores de potencial para la conexión

entre líneas en un sistema trifásico debe ser igual a la tensión nominal del

sistema al cual se conectan. La tensión nominal del transformador para la

conexión entre una línea de un sistema trifásico y tierra, o entre el neutro

el sistema y tierra debe ser 1/3 veces el valor de la tensión nominal del

sistema.

La tensión secundaria para los transformadores de potencial que se

conectan entre líneas del sistema y para los trifásicos tiene los siguientes

valores según las normas IEC y ANSI.

• IEC = 100 – 110 V

• ANSI = 120 V para transformadores hasta 25kV, y 115 V para

34.5 kV ó mayores.

Para los transformadores que se conectan entre línea y tierra o entre el

punto neutro y tierra en un sistema trifásico, Los valores normalizados

son:

• IEC = 100/3, 110/3 V

• ANSI = 120/3, 115/3 V

6

1.1.1.3 Tipos

1.1.1.3.1 Doble polo aislado

Figura 1.2 Transformador de potencial tipo doble polo aislado 2

Es un transformador en el cual el devanado y los terminales primarios

están aislados de tierra para la máxima tensión de servicio. Se utilizan

para la conexión entre líneas; también se pueden conectar entre línea y

tierra, pero en este caso hay disminución en la potencia nominal del

transformador ya que ésta varía con el cuadrado de la relación entre la

tensión actual y la tensión nominal, la precisión permanece inalterable.

Este tipo de transformador se utiliza para tensiones medias y bajas.

2 Figura obtenida de protective Relaying Theory and Aplications, ABB

7

1.1.1.3.2 Un polo aislado

Figura 1.3 Transformador de potencial tipo un polo aislado3

Es un transformador en el cual uno de los extremos del devanado primario

se conecta directamente a tierra a través de un terminal con un nivel de

aislamiento bajo. Solamente se pueden conectar entre línea y tierra. En

los sistemas de alta tensión se utilizan exclusivamente los transformadores

de un solo polo sumergido en aceite.

El sistema primario, para obviar los problemas de aislamiento que se

presentan, se construye en varias bobinas (cascada). La construcción en

cascada permite que cada bobina no soporte más que una parte de la

tensión.

3 Figura obtenida de protective Relaying Theory and Aplications, ABB

8

1.1.1.4 Tipos capacitivo e inductivo

Con respecto a la parte activa y a su principio de operación, los

transformadores de potencial se construyen del tipo inductivo en el cual

toda la derivación o relación entre tensiones se hace con base en la

inducción magnética, o bien del tipo capacitivo, en el cual la reducción

básica se hace por división de tensión entre capacitores en serie y solo en

la etapa más baja se utiliza el principio inductivo para dar la tensión

secundaria de utilización. Esta última clase es la más empleada para alta

tensión.

El transformador de potencial capacitivo es básicamente un divisor de

tensión capacitivo. No se utiliza un divisor de tensión resistivo ya que la

tensión de salida es seriamente afectada por la resistencia de carga

“Burden” que se le conecte; esto no ocurre con el divisor capacitivo ya que

la impedancia de la fuente es capacitiva y puede ser por lo tanto

compensada por un reactor o inductancia.

1.1.1.5 Aislamiento

Aparte de las normas referentes al BIL y la protección de diseño contra

descargas, es necesario asegurar la hermeticidad del medio aislante

durante la operación del transformador, por lo cual es de interés conocer

la forma en que se garantiza la protección hermética del aislante,

generalmente aceites, permitiendo la libre expansión térmica en servicio.

Todo transformador de potencial debe llevar una cámara o diafragma de

expansión.

9

1.1.1.6 Conexiones

La conexión más común de los transformadores de tensión del tipo doble

polo aislado es la delta abierta “open delta”.

Los de un polo aislado, sean inductivos o capacitivos, siempre se conectan

fase-tierra pudiendo estar sus secundarios conectados en estrella.

Los de un polo aislado, sean inductivos o capacitivos, siempre se conectan

fase-tierra pudiendo sus secundarios estar conectados en estrella, ó en

delta partida “broken delta”.

Las clases de precisión normalizadas para los transformadores de

potencial son: 5P20, 10P20 donde el primer numero corresponde al

porcentaje de error del instrumento.

1.1.2 Transformadores de corriente

Es un transformador de instrumentación en el cual la corriente

secundaria es prácticamente proporcional a la corriente primaria y está

desfasada un ángulo, el cual varia con el fabricante. Los transformadores

de corriente (CT) pueden tener uno a varios devanados secundarios

embobinados sobre uno o varios circuitos magnéticos.

Las clases de precisión normalizadas para los transformadores de

corriente son:

0.1-0.2-0.5-1-3-5. Para las clases 0.1-0.2-0.5 y 1 el error de corriente y el

desplazamiento de fase a la frecuencia nominal no debe exceder los valores

mostrados en la tabla 1.1, cuando la carga secundaria esta en cualquier

valor entre el 25% y el 100% de la carga nominal.

10

Tabla 1.1 Clases de precisión normalizadas para transformadores de

corriente4

CLASE DE

PRECISIÓN

ERROR DE CORRIENTE PORCENTUAL(RELACIÓN), AL

PORCENTAJE DE CORRIENTE NOMINAL

5 20 100 120

0.4 0.2 0.1 0.1

0.1

0.2

0.75 0.35 0.2 0.2

0.5 1.5 0.75 0.5 0.5

1 3 1.5 1 1

1.1.2.1 Corrientes nominales

Son los valores establecidos en las placas de características para los

cuales está diseñado el transformador. Los valores de corriente primaria

normalizados son los siguientes:

Relación sencilla

IEC =10-12,5-15-20-25-30-40-50-60-75 Amperios, y sus múltiplos

decimales

ANSI =10-15-25-40-50-75-100-200-300-400-80-1.200-1.600-2.000-3.000-

4.000-5.000-6.000-8.000-12.000 Amperios

Relación múltiple

Existen diferentes formas de obtener más de una relación de corriente en

un mismo transformador, las cuales son:

4 Tabla obtenida de la norma Técnica colombiana NTC2205 segunda actualización 1998

11

• Doble primario, conectándolos ya sea en serie o en paralelo se obtienen

dos (2) relaciones de transformación, una el doble de la otra. La

relación menor siempre tiene uno de los valores estipulados arriba para

la relación sencilla.

• Derivaciones en el devanado secundario. Se puede utilizar una sola

derivación en el centro del devanado secundario. En este caso los

transformadores de corriente se denominan multi-relación “multi-ratio”

y por lo general tienen hasta diez (10) relaciones; así por ejemplo un

transformador de corriente del tipo multi-relación, con una relación

nominal de 1.200 A tiene las siguientes relaciones (según ANSI):

100 : 5

200 : 5

300 : 5

400 : 5

500 : 5

600 : 5

800 : 5

900 : 5

1000 : 5

2000 : 5

Corrientes secundarias nominales

Los valores recomendados por la IEC para corriente nominal secundaria

son 1, 2 y 5 Amperios, pero el preferido es 5 A; El valor normalizado por la

ANSI es de 5 amperios.

12

1.1.2.2 Tipos de transformadores de corriente

1.1.2.2.1 Tipo estación ó auto soportado

Este es el más utilizado en alta tensión, y se puede fabricar de dos formas,

tal como se describe a continuación:

• Transformador de corriente en el cual el conductor primario tiene forma

de U que se lleva, fuertemente aislado, por un buje tipo condensador,

hasta un recipiente o tanque con aceite aislante en donde se

encuentran el núcleo y el devanado secundario. Este último está

aislado para bajo potencial a tierra.

Figura 1.4 Transformador de corriente tipo estación (clase 1)5

5 Figura obtenida de Protective Relaying theory and Aplications, ABB

13

• Transformador de corriente en el cual se localizan el núcleo y el

secundario, aislados del potencial de tierra, en la parte superior, donde

el primario es solamente una barra pasante. Núcleos y secundarios se

aíslan para la tensión del sistema. Es la más utilizada cuando se

tienen corrientes nominales y de corto circuito elevadas.

Figura 1.5 Transformador de corriente tipo Auto soportado (clase 2)6

6 Figura obtenida de Protective Relaying Theory and Aplications, ABB

14

1.1.2.2.2 Tipo devanado

Figura 1.6 Transformador de corriente tipo devanado7

Estos transformadores de corriente, difieren de cualquier transformador en

que el conductor del devanado primario tiene una sección bastante amplia

para soportar las corrientes de cortocircuito. A diferencia de los otros dos

tipos, éstos tienen más de una vuelta en el devanado primario, los demás

sólo tiene una sola vuelta. Se utilizan en baja tensión y en

transformadores auxiliares de corriente.


15

1.1.2.2.3 Tipo buje

Figura 1.7 Transformador de corriente tipo Buje8

Estos transformadores de corriente consisten en un núcleo magnético en

forma de anillo; el secundario forma un toróide que generalmente ocupa

todo el perímetro del núcleo. Estos toróides se instalan en la parte inferior

de los bujes de los transformadores e interruptores de tanque muerto.


16

1.1.2.2.4 Tipo Barra

Figura 1.8 Transformador de corriente tipo Barra9

La construcción de estos transformadores de corriente es similar a la de

los anteriores; la diferencia consiste en que deben ser aislados a la tensión

de servicio, ya que se colocan directamente sobre una barra conductora.

Se utilizan en baja tensión para barrajes de generadores, tableros y en alta

tensión para subestaciones encapsuladas en SF6.


17

1.1.2.2.5 Tipo ventana

Figura 1.9 Transformador de corriente tipo Ventana10

Este tipo también consiste en un núcleo en forma de anillo y con

secundario formando un toróide, conjunto que se instala dentro de

compartimento aislado dejando una “ ventana” en el centro de éste. Por

dicha “ventana” se puede pasar cualquier conductor o cable que en este

caso sería el devanado primario. Este tipo de transformador de corriente

se utiliza en los sistemas industriales y en la instrumentación.


18

1.1.2.3 Conexiones

Los transformadores de corriente se pueden conectar en estrella con

conexión residual para relés de tierra, y en delta para conexión de

secuencia cero.

Conexión de los transformadores de corriente

En general los transformadores de corriente en el lado Y de un banco

deben conectarse en delta, y los del lado en delta deben conectarse en Y

para compensar el desfase de 30 grados y bloquear la corriente de

secuencia cero cuando existan fallas externas a tierra; en efecto

conectando en delta los transformadores de corriente, la corriente de

secuencia cero circula en el circuito de los transformadores de corriente

evitando operación errónea del relé.

Esta conexión en delta se puede efectuar directamente en los terminales

secundarios de los transformadores de corriente ó con transformadores

auxiliares. Estos transformadores pueden estar localizados en cualquiera

de los lados de conexión del transformador de potencia.

1.2 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES

Los transformadores están sometidos a cortocircuitos internos y a

sobrecorrientes por fallas externas; para lo primero se protegen con relés

diferenciales del tipo porcentual y de presión o acumulación de gas, lo

segundo se protege con relés de sobrecorriente. Además, los

transformadores sufren anomalías tales como sobrecalentamientos y

sobrecargas que se detectan con resistencias detectoras de temperatura y

19

relés de sobrecarga respectivamente. A continuación se describen los

relés para la protección de transformadores.

1.2.1 Protección diferencial

Los relés diferenciales son la principal forma de protección contra fallas

para transformadores con capacidades nominales de 5 MVA y mayores.

Los relés diferenciales para transformadores están sujetos a varios factores

que pueden causar errores de operación.

• Niveles de tensión diferentes, implicando diferentes corrientes primarias

en los circuitos de conexión, lo cual se compensa con la adecuada

selección de la relación de los transformadores de corriente.

• Posible desequilibrio de relación de transformación en los diferentes

transformadores de corriente. Para unidades con cambiadores de

tomas se presenta un problema adicional con relación a la variación de

las corrientes nominales, por lo cual el relé diferencial es del tipo

porcentual o con bobinas de restricción.

• Corriente inicial de magnetización “inrush”, que el relé principal ve

como una falla. Esta corriente es entre ocho (8) y doce (12) veces la

nominal y que varía de acuerdo con el diseño del transformador, la

fuente de potencia y la impedancia del circuito. La forma presentada

por dicha corriente de magnetización demuestra un alto componente de

cc y una gran cantidad de componentes armónicas.

Por la última razón, debe realizarse la distinción entre la corriente nominal

y la magnetizante por medio de una de las siguientes formas:

20

• Un relé diferencial con una sensibilidad reducida a la onda de

magnetización. Tales unidades tiene un alto “pick-up” más un tiempo

de retardo para pasar los altos picos iniciales.

• Un bloqueo o restricción de armónicas ó una unidad supervisora

utilizada conjuntamente con el relé diferencial.

• Insensibilidad del relé durante la energización en el transformador.

1.2.1.1 Ajuste del relé

El relé diferencial debe ser del tipo porcentual con una pendiente

normalmente ajustable entre el veinte y el cuarenta por ciento (20% y

40%). El tiempo de ajuste varía de acuerdo con el tipo de sensibilidad o

tipo de relé, preferiblemente debe ser del tipo instantáneo.

La escogencia de la pendiente de funcionamiento de los relés diferenciales

porcentuales que se utilizan para la protección de transformadores debe

realizarse teniendo en cuenta los siguientes factores:

• Cambiadores de derivaciones: Normalmente en estos equipos se

incluyen cambiadores de derivaciones con el objeto de efectuar una

regulación de la tensión del transformador la cual se expresa como + ó -

X% de cambio en la regulación de transformación. La práctica es

seleccionar las relaciones de los transformadores de corriente

asumiendo el cambiador de derivaciones en el punto medio de la zona

de conmutación por lo cual el desequilibrio máximo que puede ocurrir

por esta causa es X%.

21

• Error introducido por las relaciones de transformación seleccionadas

para los transformadores de corriente durante fallas externas. Se

asume entonces que los tres (3) desequilibrios se encuentran en la

misma dirección y se adiciona un cinco por ciento (5%) de margen,

valor que dará el porcentaje de funcionamiento de ajuste del relé.

1.2.2 Relés de sensibilidad reducida

Los relés de inducción son relativamente insensibles al alto porcentaje de

armónicas contenidas en la corriente inicial de magnetización. Estos relés

se utilizan con transformadores de dos (2) devanados si la corriente de

magnetización no es muy severa (situación típica de transformadores

alejados de las fuentes de generación). Con modificaciones (adicionando

bobinas de restricción) se consigue un relé con una característica de

porcentaje variable. El porcentaje es bajo en fallas leves, donde el

comportamiento de los transformadores de corriente es bueno, y alto para

fallas fuertes, donde puede ocurrir saturación de los transformadores de

corriente.

Este tipo de relé es adecuado para proteger bancos de transformadores no

sujetos a severas corrientes iniciales de magnetización, particularmente si

se necesitan más de dos (2) circuitos de restricción. El tiempo de

operación es de dos (2) a seis (6) ciclos y pendientes de funcionamiento

hasta el cincuenta por ciento (50%)

1.2.3 Relés con bloqueo de armónicos

Ya que la corriente inicial de magnetización tiene un alto contenido de

armónicas, particularmente de segundo orden (valor típico del setenta y

tres por ciento de la componente de frecuencia fundamental), ésta se

22

puede bloquear y así insensibilizar el relé durante la energización del

transformador.

El relé debe producir suficiente bloqueo para evitar la operación por el pico

de corriente sin hacerlo insensible para fallas internas, las cuales

presentan también algunas armónicas. La característica de porcentaje de

este tipo de relés va desde veinte por ciento (20%) en fallas leves hasta

setenta por ciento (70%) en fallas fuertes. Este relé es apropiado para ser

utilizado cerca o en las centrales de generación en donde pueden

presentarse fuertes corrientes de magnetización.

1.2.4 Relé Buchholz

Una combinación de acumulador de gas y relé de aceite, llamado relé

”Buchholz”, se aplica solamente a los transformadores con tanque

conservador de aceite conectado con el tanque principal, el primero de los

cuales actúa como una cámara de expansión. En la tubería de conexión

están los dos (2) elementos del relé; uno de ellos es una cámara de

recolección de gas en la cual se recoge el gas resultante del rompimiento

del aislamiento por la presencia de un leve arco eléctrico; cuando se ha

acumulado cierta cantidad de gas el relé da una alarma. El otro elemento

es un dispositivo que se opera por el movimiento repentino del aceite a

través de la tubería de conexión cuando ocurren fallas severas, cerrando

unos contactos para disparar los interruptores del transformador.

1.2.5 Relé de sobrecorriente

Los relés de sobrecorriente se utilizan para la protección de fallas en

transformadores que tienen su propio interruptor, solamente cuando el

costo de la protección diferencial no se justifica, aunque la protección de

sobrecorriente no se compare a la diferencial en cuanto a sensibilidad.

23

En transformadores de potencia se utilizan relés de sobrecorriente como

respaldo al relé diferencial y a fallas externas.

Un transformador de corriente en cada fase y dos (2) relés de

sobrecorriente de fase y uno a tierra, deben colocarse en cada lado del

transformador conectado a través de un interruptor a la fuente de

corriente de cortocircuito. Los relés de sobrecorriente deberán tener una

característica de tiempo inverso cuyo valor de puesta en trabajo pueden

ajustarse a algo más de la corriente máxima de carga, aproximadamente

ciento cincuenta por ciento (150%) del máximo, y con suficiente retardo en

tal forma que sean selectivos con los relés de protección de elementos del

sistema adyacentes en caso de cortocircuitos. Los relés de sobrecorriente

colocados en los transformadores de corriente del lado de la alimentación

del transformador, deben tener un elemento instantáneo ajustado entre

ciento cincuenta y ciento sesenta por ciento (150% y 160%), de la corriente

secundaria máxima de cortocircuito.

Los relés de sobrecorriente para protección contra cortocircuitos en

transformadores suministran también la protección de respaldo contra

fallas externas.

1.2.6 Protección contra anomalías

Como ya se mencionó, las anomalías que pueden sufrir los

transformadores son las sobretemperaturas y las sobrecargas.

La sobretemperatura puede ocurrir por una sobrecarga o por daños en los

sistemas de refrigeración. La sobretemperatura se detecta por medio de

resistencias detectoras de temperatura (RTD) las cuales se instalan, de

acuerdo con la temperatura del transformador, para dar alarma o para dar

disparo. La sobrecarga produce sobrecalentamiento y por lo tanto con las

24

RTD’S se detecta también esta anomalía. Pero generalmente se utiliza un

relé de sobrecarga del tipo imagen térmica conectado a los

transformadores de corriente. Este relé descrito anteriormente de alarma

y disparo, controla el mecanismo de enfriamiento de los transformadores.

Protección contra sobrecarga (49). Este relé actúa cuando se

incrementa la temperatura de los devanados del transformador al existir

sobrecarga. Se ajusta a la corriente nominal In del secundario del

transformador de corriente XA/5A.

1.2.7 Protección de transformadores de puesta a tierra

La protección de dichos transformadores debe efectuarse, ya que la

función principal del transformador de puesta a tierra es permitir la

circulación y detección de la corriente de secuencia cero del sistema, ante

la ocurrencia de una falla en él, la conexión en delta atrapará dicha

corriente evitando el funcionamiento erróneo de los relés de sobrecorriente

los cuales pueden ajustarse en forma sensible de tal manera que detecten

las fallas que se presenten.

Una manera complementaria de proteger el transformador de puesta a

tierra, es utilizando un esquema de protección contra fallas a tierra

restringido utilizando un relé de sobrecorriente de alta impedancia

(conocido también con el nombre de esquema diferencial para fallas a

tierra), el cual protege contra fallas a tierra que ocurran dentro de la zona

cubierta por los transformadores de corriente.

1.3 CONFIGURACIÓN Y PROTECCIÓN DE BARRAS

A continuación se describen los diferentes arreglos de barras o

configuraciones de subestaciones, y sus formas de protección. Se

25

describen las diferentes configuraciones de subestaciones para dar una

mayor claridad a los esquemas de protección de barras.

1.3.1 Configuraciones

Básicamente existen dos tendencias generales con respecto a los tipos de

configuraciones. Estas tendencias son la europea o de conexión de barras

y la americana o de conexión de interruptores. Cada una de las

tendencias tiene diversos tipos de configuraciones, las cuales se describen

a continuación. (ver anexo A )

Por configuraciones de conexión de barras se entienden aquellas en las

cuales cada circuito tiene un interruptor, con la posibilidad de conectarse

a una o más barras por medio de seccionadores. Las configuraciones más

utilizadas en esta tendencia son:

1.3.1.1 Barra sencilla y un interruptor

Es una configuración económica, simple, fácil de proteger, ocupa poco

espacio y no presta muchas posibilidades de operación incorrecta. Como

desventaja principal puede citarse la falta de confiabilidad, seguridad y

flexibilidad teniendo así que suspender el servicio en forma total cuando se

requiere hacer una revisión o reparación en la barra colectora; sin

embargo, con un seccionamiento longitudinal se obtiene alguna

confiabilidad y flexibilidad pues se hace posible separar en dos partes el

barraje, lo cual facilita las reparaciones, trabajos de ampliación en

determinadas circunstancias y aún la operación misma se conserva

descomplicada.

26

Esta disposición exige retirar del servicio todo el campo y su elemento

conectado (línea o transformador) cuando se va a realizar cualquier trabajo

sobre el interruptor u otro de los aparatos del campo.

1.3.1.2 Barra principal y barra de transferencia

Con esta configuración cada campo de conexión se puede conmutar por

medio del interruptor de transferencia a la barra del mismo nombre

conservando en esta forma el servicio del campo respectivo durante el

mantenimiento del interruptor o fallas del mismo, lo que demuestra la

buena confiabilidad que la configuración presenta durante estas

circunstancias. Si la barra principal se seccionaliza por medio de un

seccionador para cada parte de ella, y el acople de barras se coloca entre

los dos seccionadores se tiene la posibilidad de hacer mantenimiento de

barras dejando sin servicio únicamente la mitad de la subestación, y aún

se puede mantener en servicio por medio del interruptor de acople y la

barra de transferencia uno de los circuitos correspondientes a la barra que

se quiere aislar, lográndose en esta forma alguna flexibilidad.

Esta configuración es económica en costo inicial y final a pesar de exigir

un interruptor de transferencia. Es posible también en casos especiales

usar la barra de transferencia como puente de paso de una línea que

normalmente se interrumpe en la subestación. Por otra parte, una falla en

el barraje o en un interruptor saca del servicio toda la subestación hasta

que pueda aislarse la falla, lo cual implica la falta de seguridad de la

configuración.

1.3.1.3 Doble Barra

Esta configuración es flexible ya que permite separar los circuitos en cada

una de las barras, pudiéndose así dividir sistemas; además tiene

27

confiabilidad, pero no seguridad por falla en barras y en interruptores. Es

posible también hacer mantenimiento en barras sin suspender el servicio y

por ello se usa en áreas de alta contaminación ambiental. Se adapta muy

bien a sistemas muy enmallados en donde es necesario disponer de

flexibilidad.

Debido a esta flexibilidad se puede usar el acople como seccionador de

barras, permitiendo así conectar a una y otra barra circuitos provenientes

de una misma fuente sin necesidad de hacer cruces a la entrada de las

líneas a la subestación.

Para el mantenimiento de interruptores es necesario hacer suspensión de

servicio de la respectiva salida. Sin embargo, si el sistema es muy

enmallado, la desconexión de un circuito no tiene mucho efecto en su

comportamiento.

1.3.1.4 Doble Barra con “By-pass”

Reúne, pero no simultáneamente, las características de las

configuraciones anteriores. Esto se logra a partir de la doble barra

conectando un seccionador de “by-pass” a cada salida y adicionando

además otro seccionador para cada interruptor. Cuando se tienen circuitos

conectados a una y otra barra, no es posible hacer mantenimiento a

interruptores sin suspender el servicio, pues para ello se necesitará que

una de las barras estuviera completamente libre para usarla como barra

de transferencia, no presentándose así conjuntamente las propiedades de

flexibilidad y confiabilidad.

Esta configuración es la que requiere un mayor número de equipos por

campo, presentándose así mismo una gran posibilidad de operación

incorrecta durante las maniobras. Por lo general a esta configuración no

28

se le explota su flexibilidad, pues se usa una de las barras como simple

barra de reserva y/o de transferencia, no compensándose así la alta

inversión que ella implica.

1.3.1.5 Configuración Anillo

Es una configuración económica y confiable, además de segura, pero sin

flexibilidad; permite continuidad de servicio por falla o mantenimiento de

un interruptor. Cada línea o circuito está sometido a dos interruptores.

En caso de falla de un circuito mientras se hace mantenimiento en otro, el

anillo puede quedar dividido y presentar falta de servicio para alguna de

las partes.

Para efectos de distribución de corrientes, los circuitos conectados al anillo

se deben repartir de tal manera que las fuentes de energía se alternen con

las cargas. Cuando la suspensión de un circuito es larga, se debe abrir el

desconectador de la línea para poder cerrar los interruptores y dar

continuidad al anillo.

1.3.1.6 Interruptor y medio

Esta configuración debe su nombre al hecho de exigir tres interruptores

por cada dos salidas. Se puede hacer mantenimiento a cualquier

interruptor ó barraje sin suspender el servicio y sin alterar el sistema de

protección; además, una falla en un barraje no interrumpe el servicio a

ningún circuito presentándose así un alto índice de confiabilidad y de

seguridad tanto por falla en los interruptores como en los circuitos y en las

barras. Normalmente se opera con ambas barras energizadas y todos los

interruptores cerrados.

29

1.3.1.7 Doble barra doble interruptor

Presenta la mayor seguridad entre todas las configuraciones y gran

libertad para operación, para trabajos de revisión y mantenimiento.

Necesita dos interruptores por circuito y normalmente cada circuito se

conecta a ambas barras, es la más costosa de todas las configuraciones a

expensas de su seguridad en el suministro.

1.3.2 Protección de barras

Aunque existen muchos métodos para protección de barras (diferencial

con acopladores lineales, diferencial con relés de sobrecorriente, diferencial

parcial, diferencial con relés de sobretensión, protección con el segundo

escalón o zona del relé de distancia), algunos son utilizados para niveles de

tensión intermedia ya que presentan tiempos de operación poco

convenientes debido a la importancia que tienen los barrajes desde el

punto de vista de la estabilidad de la red a la cual se conectan; en niveles

de alta y extra alta tensión se utilizan principalmente los métodos de la

comparación direccional y la protección diferencial de alta impedancia. A

continuación se describen algunos de estos métodos:

1.3.2.1 Protección de barras con relés diferenciales de corriente

La protección de barras con relés diferenciales de sobrecorriente es una

aplicación directa de los relés diferenciales, en donde los secundarios de

los transformadores de corriente de todos los circuitos van conectados al

barraje en paralelo.

En condiciones normales o durante una falla externa la sumatoria de las

corrientes a través del relé es cero; pero cuando ocurre una falla interna a

la zona del relé circulará por éste una corriente igual a la suma de todas

30

las corrientes secundarias, produciéndose así su funcionamiento. Debido

a las diferencias en las precisiones de los transformadores de corriente,

éste relé debe tener bobinas de retención, o sea, que es del tipo porcentual.

1.3.2.2 Protección de barras con relés de alta impedancia.

En este tipo de protección, los arrollamientos secundarios de todos los

transformadores de corriente de los circuitos conectados al barraje se

conectan en paralelo. Los circuitos secundarios puestos así en paralelo,

van conectados a una impedancia de valor elevado que alimenta el sistema

de medida. La caída de tensión en esta impedancia sirve de criterio de

medida.

Para que este sistema de protección sea efectivo, todos los transformadores

de corriente deberán tener la misma relación de transformación, la misma

curva de saturación y la resistencia de los circuitos secundarios deberá

mantenerse baja; por lo tanto deberá evitarse en lo posible

transformadores de corriente auxiliares para evitar introducir más

impedancia (esto debe ser tenido en cuenta para las ampliaciones de

subestaciones) y minimizar la impedancia desde los transformadores hasta

el punto de unión, realizando ésta en el patio tan cerca como sea posible a

los transformadores hasta el punto de unión, realizando éste óptimamente

(el punto de unión deberá ser equidistante de todos los transformadores de

corriente).

Generalmente las barras de las configuraciones en donde no se conmutan

los circuitos a una barra o a otra (barra sencilla, barra principal y de

transferencia, interruptor y medio y doble interruptor), se protegen con

relés diferenciales de alta impedancia de cualquier tipo.

31

1.4 PROTECCIÓN DE LÍNEAS

La protección de líneas se hace generalmente con relés diferenciales de

distancia y direccionales de corriente.

De acuerdo con el nivel de voltaje que presente la línea se utilizan los

siguientes de protección:

Líneas de 230 kV y 115kV

En este tipo de líneas se debe utilizar los siguientes relés:

• Relé de distancia

• Relé de recierre

• Relé direccional de sobrecorriente

• Relé de recepción de señal portadora

Cuando se trata de circuitos radiales los relés direccionales de

sobrecorriente pueden ser reemplazados por relés de sobrecorriente.

Línea de 34.5 kV y 13.2 kV

Este tipo de líneas deben protegerse con relés de sobrecorriente. Si se trata

de líneas en anillo a 34.5 kV se recomienda utilizar relés direccionales de

sobrecorriente.

En circuitos radiales de 13.2 kV y 34.5 kV, se recomienda incluir dentro

del esquema de protección, relés de recierre.

CAPITULO 2

DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN

2.1 DESCRIPCIÓN GENERAL

Figura 2.1 Localización geográfica de la subestación Salitre

2.1.1 Localización geográfica

La subestación Salitre se encuentra localizada al occidente de la ciudad de

Bogotá, sobre la avenida 68, en el sector del Salitre,

33

frente al parque Simón Bolívar y aproximadamente a 200 metros de la

Avenida El Dorado, con ingreso por la diagonal 53 #53-62.

2.1.2 Localización topológica

Figura 2.2 Localización topológica de la subestación Salitre

La subestación salitre se encuentra interconectada con la central de

generación Darío Valencia Samper a través de la línea Colegio a 115 kV a

través de las líneas Fontibón, El sol, Morato, La paz y calle 67 con las

respectivas subestaciones. En el anillo de 57.5 kV está interconectada a

través de las líneas Centro Urbano y San Facón con las subestaciones de

igual nombre.

La subestación salitre tiene una capacidad de transformación de 150 MVA:

En 115/57.5 kV tiene 60 MVA y en 115/11.4 kV tiene 90 MVA. Su

configuración es de barraje principal y barraje de transferencia tanto en la

sección de 115 kV como en la de 57.5 kV

34

2.1.3 Planta general de la subestación

Figura 2.3 Planta general de la subestación

35

2.1.4 Sala de control

Figura 2.4 Plano de la sala de control

2.1.5 Servicios auxiliares de corriente alterna

Figura 2.5 Servicios auxiliares de corriente alterna

36

Como se puede ver en la figura 2.5 el servicio de auxiliares de c.a está

servido por tres transformadores trifásicos. Un transformador de 150 kVA

marca Sola Basic tyf s.a, 11400/260/150-208/120 voltios, alimenta los

tableros de iluminación y tomas para las oficinas costado sur de la S/E.

Un tercer transformador de 200 kVA, 11400/480 Voltios se mantiene en

reserva para la alimentación de equipos especiales de pruebas y

mantenimiento.

2.1.6 Servicios Auxiliares de corriente continua

En la siguiente figura se muestran los principales componentes de este

sistema, cuyas características serán explicadas a continuación:

Figura 2.6 Servicios auxiliares de corriente continua

2.1.7 Banco de baterías

Las baterías son del tipo plomo-ácido, marca Yuasa, modelo cs-400

V min/celda : 1.8 V. c.c

37

V flotación/celda : 2.2 V. c.c (132 V.C.C total)

V nominal banco : 130 V. c.c

Capacidad : 400 A-h

Régimen de descarga : 10 h

Total : 60 unidades de baterías

2.1.8 Cargador de baterías

Existe un cargador de baterías marca Electrona # 129985

V nom/salida : 125 V c.c

I máx/salida : 30 A c.c

V ent : 208 V c.a +/- 10%

I máx/ent : 15 A c.c

La subestación Salitre es una frontera entre el sistema de 115 kV 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

Fasón, 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

38

instalados en los tableros, relés de tipo hilo piloto, General Eléctric 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.

Una de las dificultades que se ha presentado en el sistema de protecciones

de la empresa CODENSA S.A es que no se dispone de una definición

precisa, única y escrita de los criterios que se deben utilizar para la

selección y ajustes de las protecciones, que sean fruto de un estudio

detallado, no solo de una subestación sino de la coordinación de

protecciones de todo el sistema de 115 kV. El resultado es que en el

conjunto no se utilizan criterios unificados, de modo que obtener una

coordinación adecuada ha sido difícil de lograr.

Relés de sobrecorriente temporizados de fases (extremadamente

inversos)

Corriente de arranque: 120% de la capacidad de la línea. Aun en líneas

que normalmente se operan con cargas muy inferiores a su capacidad,

este criterio permite aprovechar al máximo la red en situaciones de

emergencia. Como las líneas son muy cortas, las fallas entre fases

generan siempre corrientes de fallas superiores al criterio definido.

39

También las fallas a tierra, la mayoría de veces, alcanzan a producir

corrientes superiores al 120% de la capacidad de las líneas.

Curva de temporización: Se utiliza la curva más rápida que permita una

operación coordinada con los relés de las líneas adyacentes. El tiempo de

coordinación debe estar entre 250 y 450 milisegundos

El límite inferior ha sido la práctica en muchos sistemas y ha mostrado

ser un buen margen para compensar los tiempos de operación de

interruptores y los errores de medida y operación en los relés, así como los

originados en los cálculos de las corrientes de cortocircuito.

El límite superior no debe excederse debido a que se desmejora la

velocidad de respuesta del sistema de protecciones en su conjunto.

La coordinación de curvas de operación se obtiene con las corrientes

máximas de cortocircuito monofásico. Como todas las curvas son

similares, la coordinación se conserva para corrientes de falla muy bajas.

La coordinación de relés entre líneas adyacentes se realiza con la mayor

corriente para falla monofásica teniendo en cuenta todas las líneas del

extremo lejano en servicio y con cada una de estas líneas fuera de servicio.

Unidad instantánea: 130% de la corriente que censa el relé para la falla de

mayor magnitud ocurrida en el extremo lejano. Se escoge la mayor

corriente para la falla monofásica o trifásica teniendo en cuenta todas las

líneas del extremo lejano en servicio y con cada una de estas líneas fuera

de servicio.

40

A continuación se relaciona el listado de los diferentes tipos de protección

de la subestación Salitre, listado que fue actualizado para la realización del

presente trabajo.

2.2 DESCRIPCIÓN ELÉCTRICA

Los niveles de tensión de la subestación son de 115 kV, 57.5 kV y 11.4 kV.

La disposición de la subestación es de barraje principal y barraje de

transferencia, con un interruptor de acoplamiento de barras, tanto en 115

kV como en 57.5 kV.

Al nivel de 115 kV, la subestación tiene líneas de interconexión con la

central de generación Darío Valencia Samper y con las subestaciones

Fontibón, El Sol, Morato, La Paz y Calle 67.

Existen tres bancos de transformadores de 115/57.5 kV, de 3 X 20 MVA

cada uno, que alimentan el barraje de 57.5 kV, en el cual existen tres

módulos de línea, dos para interconexión a este nivel de tensión con las

subestaciones Centro Urbano y San facón y un tercero que se encuentra

libre.

La subestación cuenta con tres transformadores trifásicos de 30 MVA cada

uno de 115 kV a 11.4 kV denominados D1, D2 y D3 para alimentar tres

filas de circuitos de distribución a 11.4 kV.

Tabla 2.1 Transformadores que alimentan los circuitos de distribución

TRAFO FILA CELDAS CIRCUITOS TENSION(KV)

D1 1 Magrini 8 11.4

D2 2 Magrini 8 11.4

D3 3 Magrini 8 11.4

FUENTE: Datos suministrados por CODENSA S.A

41

Existe la posibilidad de interconexión entre filas a nivel de 11.4 kV para

suministrar servicio provisional a sus circuitos, en caso de falla o

mantenimiento del transformador correspondiente a través de los demás

transformadores, por medio de interruptores de unión barras U1-2 y U2-3.

La suplencia esta limitada a la disponibilidad de carga de los

transformadores en un momento dado.

2.2.1 Interruptores de 115 kV.

Los interruptores de potencia son dispositivos de corte que tienen la

capacidad para operar tanto con corriente nominal, como con corriente de

falla (corrientes de corto circuito). Este dispositivo actúa comandado por

los relés de protección, o por una orden del operador.

En la subestación Salitre existen las siguientes marcas de interruptores de

115 kV.

Tabla 2.2 Principales características de los interruptores de 115 kV presentes en la

subestación

INTERRUPTOR MARCA TIPO ICC

(KA)

V

(KV)

I (A) EXTINCION

Línea Colegio MAGRINI

GALILEO

SB6145 1250 SF6

Línea Fontibon MAGRINI SB6145 31.5 123 1250 SF6

Línea El Sol MAGRINI

GALILEO

SB6145 25 1250 SF6

Línea Morato MAGRINI SB6145 1250 ACEITE

42

GALILEO

Línea La Paz MAGRINI

GALILEO

SB6145 31.5 1250 SF6

Línea Calle 67 ASEA HPL 145 31.5 SF6

Unión Barras MAGRINI

GALILEO

SB6145 31.5 123 1250 SF6

transformador D1 ASEA HLR 25 ACEITE

transformador D2 ASEA HLR 202 25 ACEITE

transformador D3 OERLIKON TOFQ150.

12

1250 ACEITE

Banco S1 OERLIKON TOFQ150.

12

1250 ACEITE

Banco S2 OERLIKON TOFQ150. 1250 ACEITE


2.2.1.1 Descripción de los equipos

El interruptor de 115 kV marca OERLIKON tipo TOFQ 150.12 es de

pequeño volumen de aceite, 3800 MVA 150 kV dispositivo de maniobra

tipo OP&, 2500 A de corriente nominal.

Estos interruptores de mínimo volumen de aceite consisten en tres

columnas, una por fase separadas y montadas sobre un soporte con

ruedas. El interruptor se opera hidraúlicamente, cada polo es equipado

con una unidad de operación, conectada con un tubo de alimentación y un

conducto de retorno al mecanismo común de operación.

43

Cada columna del interruptor se divide en dos partes. La sección inferior

con un mecanismo de manivela y la sección superior con los contactos del

interruptor y la cámara de extinción del arco.

El mecanismo de manivela (hidráulico) es el que abre y cierra el

interruptor y viene embebido en una cámara de aceite.

La sección superior tiene un cilindro de presión el cual se encarga en el

momento de la apertura del interruptor, de presionar el aceite en la

cámara apaga chispas para extinguir el arco formado. La presión nominal

de trabajo de estos interruptores es de 336 kg/in2.

2.2.1.2 Operación del interruptor

El interruptor Oerlikon tiene su mecanismo de operación hidráulico. El

interruptor puede ser operado desde el centro regional de despacho, desde

la sala de control o desde su propio sitio de instalación en el patio, además

puede abrirse por la acción de las protecciones.

2.2.2 Interruptores ABB HLR

El interruptor de 115 kV marca ASEA, tipo HLR es de pequeño volumen de

aceite, dispositivo de maniobra tipo BLG, 1250 A de corriente nominal.

Los elementos de corte están montados sobre aisladores de soporte que

constituyen el aislamiento del polo con relación a tierra, cada aislador

soporta un elemento de ruptura, cada elemento de ruptura consta de un

recipiente de aceite provisto de una cámara de extinción de tipo soplado

transversal. El recipiente de aceite esta formado de una pieza de

porcelana esmaltada junto con un tubo de fibra de vidrio en el interior,

bridas de sujeción, cubiertas por un mecanismo moldeado de metal liviano

44

y una caperuza superior herméticamente cerrada. El elemento de ruptura

constituye una unidad herméticamente cerrada.

Los interruptores HLR están maniobrados mediante mecanismos de

accionamiento con motor y resortes tipo BLG. El dispositivo está

conectado a los mecanismos de accionamiento de los elementos de ruptura

mediante un sistema de tirantes, engranajes y aisladores de maniobra.

Una operación de cierre del interruptor se obtiene mediante los resortes de

cierre existentes en el mecanismo de accionamiento. En el momento de

cierre se tensan automáticamente los resortes de apertura, que están

permanentemente conectados al extremo exterior del sistema de tirantes.

Mediante la retención de apertura del mecanismo de accionamiento, el

interruptor queda en posición cerrado. Para una operación de apertura se

requiere solamente disparo de la retención.


El interruptor ASEA tiene su mecanismo de operación por resortes los

cuales se cargan mediante un motor o manualmente a través de un acople

mecánico. Por medio de la acción de la manivela. El interruptor puede ser

operado desde el centro de control, desde la sala de control o desde su

propio sitio de instalación en el patio, además puede abrirse por la acción

de las protecciones.

2.2.3 Interruptor MAGRINI GALILEO Tipo SB6 145

El interruptor Magrini Galileo es de extinción de arco con SF6, 1250 A de

corriente nominal.

45

El interruptor es construido con tres polos separados, con tres secciones

principales. La inferior encierra en cajas los mecanismos de operación,

encima de estas los aisladores de soporte huecos a través de los cuales,

pasan los aisladores de operación y por último, la sección superior que

comprende las unidades de interrupción.

Los polos del interruptor están permanentemente llenos de gas SF6,

normalmente a una presión de 5kg/cm2.

Los polos van montados en una estructura de hierros angulares y

galvanizado en baño caliente.

La elevación de la presión y el flujo del gas que son necesarios para

extinguir el arco durante la ruptura, son producidos por el “puffer”, que es

básicamente una bomba en la que el pistón esta fijo y el cilindro es móvil.

El interruptor es accionado por un dispositivo de cierre de resortes

accionados por un motor.

Los resortes de cierre se cargan automáticamente por un motor dentado

después de cada operación de apertura. Los resortes también se pueden

cargar manualmente por medio de una palanca removible en caso de

emergencia. La liberación de los resortes de apertura ó cierre también se

puede hacer manualmente por medio de pulsadores suministrados en el

frente del mecanismo ó a través de las bobinas de control.

2.2.3.1 Operación

El interruptor Magrini tiene su mecanismo de operación por resortes los


mecánico, por medio de la acción de una manivela. El interruptor puede

ser operado desde el centro regional de despacho, desde la sala de control,

46

o desde su propio sitio de instalación en el patio, además puede abrirse

por la acción de las protecciones.

2.2.4 Interruptores ABB HPL

La línea Calle 67 de la subestación Salitre, posee un interruptor de 115 kV

marca ASEA, tipo hpl 145/25C1, de extinción en SF6, dispositivo de

maniobra tipo BLG 352C, 2500A de corriente nominal.

El interruptor se ha fabricado a base de tres polos separados, con tres

secciones principales. La inferior que encierra en cajas los mecanismos de

operación, encima de ésta aisladores de soporte hueco a través de los

cuales pasan los aisladores de operación y por último, la sección superior

que comprende las unidades de interrupción.

Los polos del interruptor están permanentemente llenos de gas SF6,

normalmente a una presión de 0.5 Mpa. Para vigilar la presión, los polos

están dotados de monitores de densidad. Los polos van montados en

estructuras de columnas independientes, con estructura de hierros

angulares y galvanizadas

La elevación de la presión y el flujo del gas que son necesarios para

extinguir el arco durante la apertura, son producidos por el “puffer”, que

es en principio una bomba en la que el pistón está fijo y el cilindro es

móvil.

El interruptor HPL es accionado por un dispositivo de cierre de resortes

accionados por motor, del tipo BLG. El dispositivo de operación va

conectado a los mecanismos de operación de los polos mediante un

sistema de varillas de tiro. El interruptor se cierra con ayuda del

dispositivo de operación que contiene los resortes de cierre. Al producirse

47

el cierre, se cargan los resortes de apertura que van firmemente unidos al

mecanismo de operación de los polos. El pestillo de apertura del

dispositivo de operación, mantiene el interruptor en la posición cerrada,

para una posición de apertura sólo se necesita que se suelte el pestillo de

apertura.

El interruptor ASEA tiene su mecanismo de operación por resortes los


mecánico, por medio de la acción de una manivela. El interruptor puede

ser operado desde el centro regional de despacho, desde la sala de control,

o desde su propio sitio de instalación en el patio, además puede abrirse

por la acción de las protecciones.

2.2.5 Interruptores de 57.5 kV

Tabla 2.3 Principales características de los interruptores de 57.5 kV presentes en la

subestación

INTERRUPTOR MARCA TIPO ICC (A) I (A) EXTINCION

Banco S1 57.5kV G.E. Fk 69

2500-5

21 1200 ACEITE

Banco S2 57.5kV Westing

House

GO-4B 21 1200 ACEITE

Banco S3 57.5kV Westing

House


Línea Centro

Urbano

G.E. Fk 69

2500-5

12.5 1200 ACEITE

Línea San Facón Westing

House


48

Unión Barras G.E. Fk 69

1500-3

1200 ACEITE


2.2.5.1 Descripción

Los interruptores de potencia de 57.5 kV de la subestación Salitre son del

tipo de gran volumen de aceite. En estos interruptores el corte de la

corriente se realiza en el interior de un depósito cerrado y lleno de aceite

aislante, semejante al empleado para transformadores.

El conjunto del interruptor se introduce en la cuba o depósito de aceite

aislante. Los conductores bajo tensión se introducen en la cuba por medio

de aisladores de paso. El interruptor es tripolar y los polos se accionan

por un volante de accionamiento común a los tres. La cuba de aceite es de

plancha de acero en forma cilíndrica. La cuba no esta totalmente llena de

aceite, sino que entre el nivel de aceite y la parte inferior de la tapa, se deja

cierto volumen de aire que actúa de amortiguador.

En los bujes de entrada y salida del interruptor vienen instalados

transformadores de corriente tipo buje con 4 o 5 derivaciones para proveer

un ancho rango de relaciones. Estas derivaciones se traen con

conductores a unas borneras localizadas en el gabinete del mecanismo de

operación.

El mecanismo de operación de los interruptores es del tipo neumático, en

este mecanismo la energía es almacenada en forma de aire comprimido.

En este tipo de interruptores el tensado de los muelles de desconexión se

efectúa durante la maniobra de conexión, es decir que el aire comprimido

solamente se utiliza para conectar el interruptor.

49

El operador neumático consiste en un cilindro de aire y un pistón con un

equipo de mecanismo y control. La unidad se diseña para operaciones de

cierre, apertura, disparo libre y recierre.

El voltaje de control y los rangos de presión son dados en la placa de

características. El motor del compresor opera con 230 V c.a y la presión

de trabajo es de 150 PSI.

El sistema contiene tres suiches de presión: Gobernador de la presión ( 63

G ), alarma de presión ( 63 A ) y desconexión por baja presión ( 63 C).

• Suiche gobernador de presión (63 G): Este suiche funciona para cerrar

sus contactos y arrancar el compresor de aire, siempre que la presión

caiga por debajo de 15 psi.

• Suiche de presión alarma ( 63 A ). Este suiche opera y se ajusta del 10

al 13% sobre la mínima presión de operación. Generalmente opera de

1.3 a 13 psi sobre el punto de cierre.

• Desconexión por baja presión ( 63 C ): Este suiche funciona para abrir

el circuito de control del mecanismo de cierre, cuando se presenta una

presión de falla por debajo de la presión mínima de operación. El

suiche operará para una presión ± 2% de la presión mínima.

• En una operación de cierre, el suiche de control energiza la bobina de

cierre de la válvula de control (V/C) y la bobina del relé de antibombeo

(Y). El relé tiene un arranque temporizado el cual permite a la

armadura guía de la válvula de control llegar a un ciclo completo y ser

sellada por la pieza de polo magnético antes que el relé opere, abriendo

sus contactos normalmente cerrados. Esto abre el circuito de la bobina

50

de cierre de la válvula de control (V/C).

• Siempre que el suiche de control de cierre es reseteado antes que la

operación se complete, la válvula permanecerá sellada para permitir

que la operación sea completada.

• En el instante que la válvula abre, el aire entra a la cámara tras la

descarga del pistón de la válvula. La válvula de disco, la cual ha sido

detenida en posición cerrada, abre permitiendo al aire entrar al cilindro

bajo el pistón. Como el pistón es forzado hacia arriba por el incremento

de la presión del aire en el cilindro, el pistón engancha los rodillos

formando un conjunto el cual cierra el interruptor por la acción de

halar hacia abajo el acople.

• Cuando la presión en la válvula del pistón falla debido a un escape de

aire por los lados de la válvula de control, la válvula de disco de cierre y

el pistón son forzados a regresar en la posición extrema derecha. Los

tres cilindros sacan el aire a la atmósfera por los puertos de desfogue, y

los resortes pueden entonces retornar el pistón a su posición normal de

abajo.

• El disparo normal es una operación que actua después que el

interruptor ha permanecido cerrado por un periodo largo de tiempo. La

bobina de disparo de la válvula y la bobina de disparo de la válvula de

control (V/T) son energizadas por un relé de protección ó por los

contactos de un suiche de control. El contactor de la bobina de disparo

le pega a los dedos de disparo los cuales giran el pestillo hasta afuera

bajo el cilindro. Los resortes de disparo en el interruptor entonces

causan que el interruptor se abra. La bobina de disparo de la válvula

de control es energizada pero nada pasa en la válvula por que esta

51

siempre cerrada en la posición normal.

Una operación de disparo libre ocurre cuando el interruptor se cierra

durante una falla, o si el suiche de control es detenido en la posición de

disparo después de que una operación de cierre es iniciada. El sistema de

cierre de aire consiste en un compresor, un enfriador (after cooler), una

válvula de baja carga, una válvula de chequeo, un receptor de aire, una

válvula de seguridad, una válvula de drenaje, una válvula de control,

suiches de presión y una conexión de aire de emergencia

El enfriador (after cooler) y la válvula de chequeo se localizan entre el

compresor y el receptor de aire. La válvula de baja carga es una válvula

solenoide normalmente abierta localizada entre la válvula de chequeo y el

“aftercooler”. La válvula de baja carga asegura la correcta posición de la

válvula de chequeo y el arranque sin carga del motor. La bobina solenoide

de la válvula es conectada en paralelo con el motor.

El disparo manual y el suiche de bloqueo consisten en un mecanismo para

disparar manualmente el interruptor y el suiche de bloqueo para abrir el

circuito de recierre para prevenir el recierre cuando el interruptor ha sido

disparado por un disparo manual.


El interruptor tiene su mecanismo de operación de apertura por medio de

resortes. Los resortes se comprimen por medio de mecanismo neumático.

El mecanismo neumático cierra el interruptor siempre y cuando tenga una

presión de 150 PSI. El interruptor puede ser operado desde el centro

regional de despacho, desde la sala de control o desde su propio sitio de

instalación en el patio, además puede abrirse por acción de las

protecciones.

52

2.2.6 Seccionadores 115 kV

Tabla 2.4 Principales características de los seccionadores de 115 kV presentes en la

subestación

CAMPO UBICACION MARCA ENCLAVAMIENTO MANDO

LINEA SCARPA &

MAGNANO

ELECTROMAG MANUAL

BARRAJE SCARPA &

MAGNANO

ELECTROMAG MANUAL

LINEA

COLEGIO

TRANSFERENCIA SCARPA &

MAGNANO

ELECTROMAG MANUAL

LINEA SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

BARRAJE SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

LINEA

FONTIBON


MAGNANO

ELECTROMAG MANUAL

LINEA SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

BARRAJE SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

LINEA EL SOL


MAGNANO

ELECTROMAG MANUAL

LINEA

MORATO

LINEA SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

53

BARRAJE SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL


MAGNANO

ELECTROMAG MANUAL

LINEA MINEL MECANICO MOTORIZA

DO

BARRAJE SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

LINEA CALLE

67


MAGNANO

ELECTROMAG MANUAL

LINEA SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

BARRAJE SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

LINEA LA PAZ


MAGNANO

ELECTROMAG MANUAL

BARRAJE P SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

UNION

BARRAS

BARRAJE T SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

TRAFOS D1,

D2, D3

BARRAJE SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

BANCOS S1,

S2, S3

BARRAJE SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

54

TRAFO SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL


MAGNANO

ELECTROMAG MANUAL

FUENTE: Datos suministrados por empresa CODENSA S.A


Los seccionadores de 115 kV en la subestación Salitre son de maniobra

local, manual. Se accionan mediante una palanca previo el cumplimiento

de los enclavamientos mecánicos o electromagnéticos existentes. Los

enclavamientos mecánicos consisten en mecanismos que mediante la

colocación de un seguro o un candado, impiden la operación de un

seccionador. Los enclavamientos electromagnéticos son dispositivos que

permiten mediante un pulsador ubicado en la caja de conexiones de los

seccionadores, sobre la estructura en el patio, energizar la bobina de

desbloqueo del seccionador.

2.2.7 Seccionadores de 57.5 kV

Tabla 2.5 Principales características de los seccionadores de 57.5 kV presentes en la

subestación

CAMPO UBICACION MARCA ENCLAVAMIENTO MANDO

TRAFO SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

BANCO S1

BARRAJE

PRINCIPAL

SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

55


MAGNANO

MECANICO MANUAL

TRAFO SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

BARRAJE

PRINCIPAL

SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

BANCO S2


MAGNANO

MECANICO MANUAL

TRAFO SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

BARRAJE

PRINCIPAL

SCARPA &

MAGNANO

MECANICO MANUAL

BANCO S3


MAGNANO

MECANICO MANUAL

BARRA

PRINCIPAL

GENERAL

ELECTRIC

MECANICO MANUAL

TRANSFERENCIA

BARRA

TRANSFEREN

GENERAL

ELECTRIC

MECANICO MANUAL

LINEA GENERAL

ELECTRIC

MECANICO MANUAL

BARRA GENERAL

ELECTRIC

MECANICO MANUAL

CENTRO

URBANO

TRANSFERENCIA GENERAL

ELECTRIC

MECANICO MANUAL

56

LINEA GENERAL

ELECTRIC

MECANICO MANUAL

BARRA GENERAL

ELECTRIC

MECANICO MANUAL

SAN FACON


ELECTRIC

MECANICO MANUAL

LINEA GENERAL

ELECTRIC

MECANICO MANUAL

BARRA GENERAL

ELECTRIC

MECANICO MANUAL

RESERVA


ELECTRIC

MECANICO MANUAL

FUENTE: Datos proporcionados por CODENSA S.A


Los seccionadores de 57.5 kV en la subestación Salitre son de maniobra

local, manual. Se accionan mediante una palanca previo el cumplimiento

de los enclavamientos mecánicos o electromagnéticos existentes. Los

enclavamientos mecánicos consisten en mecanismos que mediante la

colocación de un seguro o un candado, impiden la operación de un

seccionador. Los enclavamientos electromagnéticos son dispositivos que

permiten mediante un pulsador ubicado en la caja de conexiones de los

seccionadores, sobre la estructura en el patio, energizar la bobina de

desbloqueo del seccionador.

57

2.2.8 Cuchillas de puesta a tierra para 115 kV

Tabla 2.6 Principales características de las cuchillas de puesta a tierra de 115 kV

presentes en la subestación

CAMPO MARCA ENCLAVAMIENTO MANDO

LINEA COLEGIO SCARPA MECANICO MANUAL

LINEA FONTIBON SCARPA MECANICO MANUAL

LINEA EL SOL SCARPA MECANICO MANUAL

LINEA MORATO SCARPA MECANICO MANUAL

LINEA LA PAZ SCARPA MECANICO MANUAL

LINEA CALLE 67 MINEL MECANICO MANUAL

FUENTE: Datos obtenidos del manual de operación de la subestación


Son cuchillas de maniobra local asociadas con los seccionadores de línea,

que se accionan mecánicamente, mediante una palanca, previo

cumplimiento de los enclavamientos existentes.

Las cuchillas de puesta a tierra permiten el aterrizaje de una línea para

realizar trabajos de mantenimiento sobre ella.

58

2.2.9 Bancos de transformadores 115/57.5 kV

Figura 2.7 Banco de transformadores de 115/57.5 kV

Existen tres bancos de transformadores monofásicos con un

transformador de contratensión para cada banco, el cual mantiene

constante el nivel de tension para el barraje de 57.5k V Tipo aceite – aire y

aire forzado con tres devanados en conexión Yy0D5.

Con el arrollamiento terciario conectado en triángulo se evitan

inconvenientes como son los motivados por las cargas entre fase y neutro,

por que la fem total producirá una corriente que se opone a la causa

originaria (aumento y disminución de flujo). Así como los motivados por las

terceras armónicas en las tensiones simples secundarias

Es un transformador mas caro por la existencia del tercer devanado, pero

permite puestas a tierra en cualquier lado, admite desequilibrios y el tercer

devanado puede tener otras aplicaciones en el sistema.

59

Figura 2.8 Transformador de contra tensión

60

2.2.9.1 Características de los bancos de transformadores 115/57.5

kV

Tabla 2.7 Principales características de los transformadores de 115 /57.5 kV

DENOMINACION

TRANSFORMADOR

CAPACIDAD

( MVA )

TENSION

( KV )

MARCA AÑO

BANCO S1 3 X 15 - 20 11 5/ 57.5 /

7.46

ENGLISH

ELECTRIC

1962

BANCO S2 3 X 15 - 20 11 5/ 57.5 /

7.46

ENGLISH

ELECTRIC

1962

BANCO S3 3 X 15 - 20 11 5/ 57.5 /

7.46

ENGLISH

ELECTRIC

1962

Fuente: Datos tomados del manual de operación de la subestación

2.2.9.2 Características de los transformadores de contratensión

Tabla 2.8 Principales características de los transformadores de contratensión

DENOMINACION

TRANSFORMADOR

CAPACIDAD

( MVA )

TENSION

( KV )

MARCA AÑO

CONTRATENSION 1 3.15 - 4.2 8.05 - 4.648 ENGLISH

ELECTRIC

1963


ELECTRIC

1963


ELECTRIC

1963

Fuente: Datos tomados del manual de operación de la subestación

61


Los bancos de transformadores instalados en la subestación Salitre son de

tipo aislamiento en aceite dieléctrico con refrigeración por ventilación

independiente (OA/FA). Tienen los siguientes componentes.

2.2.9.4 Equipo de conservación de aceite

También llamado recipiente de expansión, es un recipiente horizontal,

montado sobre el tanque o cuba de cada transformador y unido a este por

una tubería en la cual se coloca un relé Buchholz con dos contactos y

válvulas de aislamiento. El conservador de aceite está provisto de dos

compartimentos, uno de los cuales alimenta la cuba del transformador y el

otro contiene el aceite de reserva para la cámara de ruptura del

conmutador de tomas.

Las funciones del conservador de aceite son:

• Mantener constante el nivel de aceite en la cuba del transformador

• Impedir el envejecimiento del aceite

• Impedir la absorción de humedad

2.2.9.5 Desecadores de aire

El desecador de aire está destinado a extraer la humedad de aire aspirado

por el transformador en período de contracción (poca demanda,

enfriamiento del aceite). Presenta además la ventaja de oponerse a la

respiración durante las pequeñas variaciones de la carga del

transformador.

62

El aparato está constituido por un recipiente de vidrio, fijado en el

transformador que contiene el depósito de material deshidratante

(silicagel) y el sifón para el aceite.

El color azul de la silicagel, significa estado seco y se torna rosado cuando

adquiere humedad, en este estado se debe proceder a su cambio.

2.2.9.6 Relé Buchholz

El relé Buchholz es un dispositivo de protección sensible a los fenómenos

que se producen cuando se inicia un defecto en el interior de un

transformador, por el desprendimiento de gas o de vapor debidos a la

descomposición de los aislantes orgánicos (sólidos o líquidos), por efecto de

arco o de puntos calientes.

El relé viene provisto de válvulas de entrada y salida que permiten

montarlo en serie en la tubería que une el transformador con el depósito

conservador de aceite. Viene provisto con una flecha indicadora de la

dirección del flujo de gases que va de la cuba del transformador al tanque

conservador.

El relé lleva dos flotadores, uno de alarmas y el otro de desconexión y un

receptáculo de captación de gases contenidos en el aceite. Una pequeña

mirilla situada en el receptáculo permite examinar el gas y juzgar la

naturaleza del defecto por el color y cantidad de este.

La posición del flotador de alarma, depende del nivel del aceite en el

receptáculo (presión de los gases que tiene el aceite). La posición del

flotador de desconexión depende de la velocidad del caudal de aceite y del

gas que circula desde el transformador hasta el conservador.

63

El color de los gases da una buena indicación sobre el lugar donde se ha

producido el defecto, por ejemplo:

• Gases blancos proceden de la destrucción del papel.

• Gases amarillos proceden del deterioro de piezas de madera.

• Gases negros o grises proceden de la descomposición del aceite.

2.2.9.7 Grupo moto - ventilador

Los grupos moto ventiladores están montados sobre los tubos de los

radiadores, para poder obtener la renovación del aire al contacto con estos

tubos.

Tabla 2.9 Motoventiladores de los transformadores de 115/57.5 kV

DENOMINACION MARCA TENSION VOLTAJE

S1 ENGLISH ELECTRIC 115/57.57.5 kV 208 V



FUENTE: Datos obtenidos de la empresa CODENSA S.A

2.2.9.8 Pasatapas o bujes de conexión

Los bujes o pasatapas son dispositivos que permiten entrar con los

conductores de alta tensión hasta los arrollamientos. Estos pasatapas son

del tipo condensador. El tubo metálico central esta cubierto de papel

baquelizado, con interposición de armaduras y condensadores que

contribuyen al campo electrostático.

64

2.2.9.9 Válvula de sobrepresión

La válvula de sobrepresión se utiliza para liberar las sobrepresiones

internas del transformador debidas al calentamiento exagerado por la

formación de un arco en su interior, antes de que el tanque se deforme.

El sistema consiste esencialmente en un indicador de nivel de un flotador

sumergido en una pequeña cantidad de aceite mantenida en el extremo

pico de la chimenea. Cuando el diafragma de vidrio se rompe, cierra un

contacto que dispara el relé Bouchholz y pone fuera de servicio el

transformador.

2.2.9.10 Indicadores de nivel de aceite

Este dispositivo esta montado sobre una de las paredes laterales del

conservador de aceite.

Esta provisto de un disco graduado vertical, cuya aguja indica las

fluctuaciones del aceite. Las características de estos niveles en los

transformadores de la subestación Salitre son los siguientes

Tabla 2.10 Indicadores de nivel de aceite

DENOMINACION MARCA INDICACION NIVEL ESCALA

S1 ENGLISH ELECTRIC 5 0 - 10




2.2.9.10.1 Imagen térmica

Es un dispositivo que permite seguir en todo instante, desde el exterior del

transformador, la evolución de la temperatura del arrollamiento al que se

65

ha conectado. Las características de los termómetros de los trafos de la

subestación Salitre son las siguientes:

Tabla 2.11 Termómetros de los transformadores de 115/57.5 kV

DENOMINACION MARCA CONTACTOS

S1 ENGLISH ELECTRIC 2




2.3 TRANSFORMADORES DE POTENCIA 115/11.4 kV

Figura 2.9 Banco de transformadores de 115/11.4 kV

66

Características

Tabla 2.12 Transformadores de potencia de 115/ 11.4 kV

DENOMINACION

TRANSFORMADOR

CAPACIDAD

(MVA)

TENSION

(KV)

MARCA AÑO

D1 22.5 - 30 115/13.2 –

11.4

OSAKA 1981

D2 22.5 - 30 115/13.2 –

11.4

ABB 1984

D3 22.5 - 30 115/13.2 –

11.4

OSAKA 1981

FUENTE: Datos obtenidos de la empresa CODENSA S.A

2.3.1 Descripción

Los transformadores de potencia instalados en la subestación Salitre son

de tipo de aislamiento en aceite dieléctrico, por refrigeración por

ventilación independiente (OA/FA). Tienen los siguientes componentes.

2.3.1.1 Equipo de conservación del aceite

Igual funcionamiento que en los transformadores de 115/57.5 kV,

remítase al numeral 2.2.9.4

2.3.1.2 Desecadores de aire



67

2.3.1.3 Relé Buchholz



2.3.1.4 Grupo moto - ventilador



Tabla 2.13 Motoventiladores de los transformadores de 115/11.4 kV

DENOMINACION MARCA TENSION VOLTAJE

D1 OSAKA 115/11.4 kV 208 V

D2 ABB 115/11.4 kV 208 V

D3 OSAKA 115/11.4 kV 208 V

FUENTE: Levantamiento en terreno

2.3.1.5 Pasatapas o bujes de conexión



2.3.1.6 Válvula de sobrepresión



2.3.1.7 Indicadores de nivel de aceite



68

Tabla 2.14 Indicadores de nivel de aceite de los transformadores de 115/11.4 kV

DENOMINACION MARCA INDICACION NIVEL ESCALA

D1 OSAKA 5 0 - 10

D2 ABB 5 0 - 10

D3 OSAKA 5 0 - 10

FUENTE: Proporcionado por CODENSA S.A

2.3.1.8 Imagen térmica


remítase al numeral 2.2.9.10.1

Tabla 2.15 Termómetros de los transformadores de 115/11.4 kV

DENOMINACION MARCA CONTACTOS

D1 OSAKA 2

D2 ABB 2

D3 OSAKA 2

FUENTE: Manual proporcionado por CODENSA S.A

2.4 REGULADORES DE TENSIÓN

Para mantener constante la tensión en el lado de baja tensión es necesario

variar el número de espiras activas en el arrollamiento con respecto al

otro, operación que debe realizarse sin interrumpir el servicio. Esto se

realiza mediante cambiadores de tomas en las bobinas dentro de los

transformadores (normalmente en el lado de alta).

69

2.5 TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y PROTECCIÓN

Figura 2.10 Transformadores de potencial

Los transformadores de medida y protección tienen como función reducir

las magnitudes eléctricas (intensidad, tensión) a valores no peligrosos que

permitan conocer el comportamiento del sistema. En 115 kV se

encuentran los siguientes transformadores utilizados para medida y

protección.

Tabla 2.16 Transformadores de medida y protección presentes en la subestación

TIPO UBICACION MARCA CANT CLASE NUCLEOS RELACION

POTENCIAL

INDUCTIVO

BARRAJE 115 kV SCARPA &

MAGNANO

3 5P20 2 115/1.73

CORRIENTE LINEA COLEGIO SCARPA &

MAGNANO

3 0.3 , 0.6

10H100

2 1200/5

600/5

CORRIENTE LINEA FONTIBON SCARPA &

MAGNANO

3 0.3 , 0.6

10H100

2 1200/5

600/5

70

CORRIENTE LINEA EL SOL SCARPA &

MAGNANO

3 0.3 , 0.6

10H100

2 1200/5

600/5

CORRIENTE LINEA MORATO SCARPA &

MAGNANO

3 0.3 , 0.6

10H100

2 1200/5

600/5

CORRIENTE LINEA LA PAZ SCARPA &

MAGNANO

3 0.3 , 0.6

10H100

2 1200/5

600/5

CORRIENTE LINEA CALLE 67 SCARPA &

MAGNANO

3 0.3 , 0.6

10H100

4 1200/5

600/5 1200/5

600/5

CORRIENTE BANCO S1 SCARPA &

MAGNANO

3 0.3 , 0.6

10H100

2 1200/5

600/5


MAGNANO

3 0.3 , 0.6

10H100

2 1200/5

600/5


MAGNANO

3 0.3 , 0.6

10H100

2 1200/5

600/5

CORRIENTE TRAFOS D1, D2,

D3

ASEA 9 0.2

5P20

3 100/5, 200/5

400/5

POTENCIAL

INDUCTIVO

BARRAJE 57.5 kV G.E 3 0.3

5P20

1 57.5/1.73 kV

115/1.73

POTENCIAL

INDUCTIVO

Barraje 57.5 kV G.E 3

5P20

1 57.5/1.73 kV

115/1.73

2.6 DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN

Los descargadores de sobretensión son dispositivos de protección de los

equipos de potencia contra sobretensiones.

Tabla 2.17 Descargadores de sobretensión

CAMPO CANTIDAD MARCA ATERRIZAJE TIPO CONTADOR

LINEA

COLEGIO

3 G.E. SOLIDO Oxido de

zinc

SÍ

LINEA

FONTIBON


zinc

SÍ

LINEA EL

SOL

3 A MEIDENSHA SOLIDO Oxido de

zinc

NO

71

B WESTING

HOUSE

SOLIDO Oxido de

zinc

SI

C ABB SOLIDO Oxido de

zinc

SI

LINEA

MORATO


zinc

SI

LINEA LA

PAZ

3 ASEA SOLIDO Oxido de

zinc

SI

LINEA

CALLE 67

3 SORESTER SOLIDO Oxido de

zinc

SI

FUENTE: Levantamiento en terreno y manuales de equipos

2.7 TRAMPAS DE ONDA

Figura 2.11 Trampa de onda

72

Las líneas de transmisión de alto voltaje pueden ser utilizadas para

comunicaciones, por señales de onda portadora, capturadas en la línea de

alta tensión. La señal de onda portadora debe ser eficientemente acoplada

a un transmisor o receptor de la línea. Este método de acople

generalmente utiliza una unidad llamada transformador capacitivo de

tensión.

La trampa de onda básicamente esta formada por un circuito LC en

paralelo, el cual se diseña para determinados valores de frecuencia.

La frecuencia normal de la línea de transmisión es de 60Hz. La trampa de

onda se diseña de tal manera que las frecuencias bajas de trabajo (60Hz)

las deja pasar, en tanto que las frecuencias altas las captura. Las

frecuencias altas son utilizadas para realizar las comunicaciones entre

subestaciones a través de las líneas de transmisión.

El acople capacitivo también puede estar alimentado a través de un trafo

de tensión para dar entrada a relés de protección y/o equipos de medición.

En la subestación Salitre existen trampas de onda en las líneas de 115 kV:

Colegio, Fontibon, El Sol, Morato y Calle 67, en la línea de 57.5 kV Centro

Urbano y en la que se encuentra como reserva.

73

2.8 BARRAJES

Figura 2.12 Barraje de 115 kV

La subestación es de configuración Barraje Principal con Barraje de

Transferencia tanto en 115 kV como en 57.5 kV.

En este esquema, se dispone básicamente de un barraje sencillo al cual se

le ha agregado la posibilidad de transferir, en servicio un circuito del

barraje principal a un barraje adicional llamado de transferencia, ya que

los circuitos de protección y control se transfieren del interruptor propio

del circuito a un interruptor que sirve de acople entre los juegos de barras.

Este esquema requiere, como medida de seguridad, de un sistema de

interruptor de acoplamiento de barras y del seccionador de transferencia

de los circuitos existentes.

74

CAPITULO 3

REDISEÑO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA

Figura 3.1 Esquema de malla de puesta a tierra

Se define puesta a tierra como el elemento encargado de retornar o

dispensar las corrientes que circulan en caso de fallas o desbalances.

Físicamente son un conjunto de elementos tales como varillas,

conductores, placas etc., que están en continuo contacto con la tierra

donde se va a diseñar el sistema de puesta a tierra. La función de un

sistema de puesta a tierra de una instalación eléctrica es la de forzar la

derivación al suelo, de las intensidades de corriente de cualquier

naturaleza que se puedan originar, ya se trate de corrientes de defecto,

75

baja frecuencia industrial, o debidas a descargas atmosféricas, tipo

impulso.

Sin duda alguna uno de los elementos básicos en el desarrollo de un

sistema de puesta a tierra lo constituye el valor de la resistividad del suelo

donde se va a desarrollar el proyecto, una vez obtenido este valor se lleva

cabo la construcción del sistema de puesta a tierra y posteriormente su

verificación para de esta forma corroborar con los parámetros de eficiencia

de cualquier sistema de puesta a tierra (norma IEEE- 80).

La razón para medir la resistividad del terreno cuando se selecciona la

localización de una subestación o central, es la de encontrar un lugar

donde dicha resistividad, sea lo mas baja posible. La medición de la

resistividad del suelo podrá darnos la información necesaria para diseñar y

construir la malla de puesta a tierra que reúna los requerimientos del

sistema a proteger.

Hay varios factores que afectan la resistividad del suelo, la composición es

uno de ellos. El suelo es raramente homogéneo y la resistividad de este

variará según la geografía y las diferentes profundidades.

El segundo factor que afecta la resistividad del suelo es la mezcla de agua

con la tierra.

76

3.1 RESISTIVIDAD DEL TERRENO DE LA SUBESTACIÓN SALITRE

Figura 3.2 Procedimiento de la toma de medidas equipo GEO-X

El equipo utilizado para medir la resistividad del terreno de la subestación

Salitre es un megger marca UNILAP GEO X, con un rango de 300kΩ, 2%;

resolución 1 mΩ, voltaje de medida 20 a 48 V, y frecuencia de 55 a 128Hz,

con una corriente máxima de prueba de 250 mA.

Los electrodos de tierra consisten básicamente en tres componentes, el

conductor, el conector y el electrodo propiamente dicho, la resistencia de

los electrodos tiene tres componentes; La resistencia del electrodo y el

conector, la resistencia de contacto de la tierra con el electrodo y la

resistencia del cuerpo de la tierra que rodea el electrodo.

La resistencia del electrodo de tierra es generalmente muy baja y hecha de

un excelente conductor de material de cobre.

77

El método de medida que se empleará, es el desarrollado por F, WENNER

ó método de los cuatro electrodos; dos electrodos de corriente y dos

electrodos de potencial, colocados en la tierra con igual distancia de

separación “a” sobre una línea recta y a una profundidad “b”.

El voltaje medido entre los electrodos de potencial se divide por la corriente

medida entre los electrodos de corriente para dar un valor de resistencia

mutua “R”. Los instrumentos comúnmente usados hacen

automáticamente esta división y proveen una lectura en ohms.

Luego se calcula la resistividad según la siguiente expresión.

2222 44

2

4

21

4

ba

a

ba

aaR

+−

++

∏=ρ

donde:

ρ = resistividad del terreno (ohm- m).

R = resistencia medida en ohms .

a = separación entre electrodos (m).

b = Profundidad de enterramiento de los electrodos (m).

Esta fórmula ha supuesto previamente que la resistividad del terreno es

uniforme, sin embargo, la resistividad aparente medida por el método de

Wenner varia según la separación entre electrodos y a su vez varia con la

profundidad.

Como la malla de tierra cuenta con conductores y varillas cuya

profundidad de enterramiento varia, se harán mediciones con diferentes

espaciamientos entre electrodos.

78

De las mediciones hechas en campo se obtendrán tantos valores de

resistividad como medidas hallan sido realizadas.

Se procede así:

Se consignan los valores de resistividad medidos para una determinada

profundidad.

Para el grupo de valores se calculan el valor promedio X.

El valor de resistividad que se adopte, será aquel que corresponda a la

profundidad de enterramiento de la malla y sus varillas (que normalmente

no supera los dos metros).

Para la medición de resistividad de suelos se debe tener en cuenta:

• No se deben tomar medidas cuando el suelo esté húmedo por causa de

las lluvias, o en partes que normalmente no son húmedas y en el

momento de la medición lo estén.

• Las mediciones de resistividad de suelos deben hacerse en tiempo seco,

con lo cual se puede tratar de determinar las condiciones más

desfavorables. Si no es posible realizar la medición en época seca se

deberá aplicar un coeficiente de seguridad que no aumente en gran

proporción los resultados obtenidos, pero con el cual se dé seguridad

en los cálculos del sistema de puesta a tierra a implementar.

• No se deben efectuar mediciones de resistividad de suelo en condiciones

adversas y épocas que se sabe ocurrirán tormentas o lluvias intensas.

En el caso de que se presente una tormenta eléctrica detenga

inmediatamente las mediciones y asegúrese de proteger al personal de

79

terreno y seguidamente el equipo de medición, incluso puede dejar los

electrodos y los cables enterrados mientras dure la tormenta.

• Todos los electrodos de medición deben ser de cobre, sin ningún tipo de

aleación ni recubiertos de algún material fuera del cobre, esto con el fin

de evitar efectos galvánicos entre los electrodos y el suelo.

• Todos los electrodos deben estar libres de corrosión y de óxido, limpios

de cualquier impureza o residuos de mediciones hechas anteriormente

para que tengan un perfecto contacto con el suelo.

• La forma de evidenciar las posibles causas perturbadoras y también

que existen variaciones sensibles en la homogeneidad del suelo que se

analiza, es realizar mediciones en diversos lugares cerca del sitio en

donde se construirá el sistema de puesta a tierra y con mínimo tres

separaciones entre los electrodos de medición.

• Para un mismo punto de investigación es preciso efectuar dos medidas

como mínimo, formando dos ejes perpendiculares entre sí que pasen

por el punto de investigación; también se recomienda medir en otro

lugar próximo situado en la misma zona.

• Nunca se debe dejar que personas extrañas se aproximen al lugar

donde se realice la medición.

Tabla 3.1 Mediciones de resistividad realizadas en la subestación Salitre

RESISTENCIA R (Ù) RESISTIVIDAD (Ù-m)DIRECCIÓN

a=0.5 a= 1m a= 2mS E 53.3 24.11 8.41 167.4 151.4 105.6

N E 52.6 28 9.2 165.2 175.9 115.6

N 53.4 26 7.8 167.7 163.3 98

E 52 24.8 8.6 163.3 155.8 108.1

80

Las mediciones se realizaron a una profundidad aproximada de 0.08m(la

longitud de los electrodos es de 20 cm aprox), y con las siguientes

condiciones ambientales:

• Tiempo: seco

• Terreno: húmedo, superficie no erosionada.

• Temperatura (aprox) 17°C

• Instrumento Unilap Geo X de Lem Instruments.

Los datos se promediaron y se obtuvo el valor de 144.81 Ω-m, para el

terreno donde esta ubicada la subestación Salitre.

3.2 MALLA DE PUESTA A TIERRA

Existe un gran número de buenas razones para la colocación de la puesta

a tierra de los sistemas eléctricos, pero la más importante es la de la

seguridad personal.

Las siguientes agencias y organizaciones a nivel internacional tienen toda

una serie de recomendaciones y estándares acerca de este tema:

The National Electrical Code (NEC), Underwrites Laboratories (UL),

National Fires Protection association (NFPA), American National Standards

Institute (ANSI), Mine Safety Health Administration (MSHA), Occupational

Safety Health Administration (OSHA), Telecomunications Industry

Standard (TIA); y no menos importante está el Instituto Colombiano de

Normas Técnicas Certificación ICONTEC.

81

Un buen aterrizaje de los equipos no solamente protege al personal, sino

que provee protección a plantas (generadoras, eléctricas, etc.) y equipos

contra daños causados por descargas atmosféricas y corrientes de falla.

3.2.1 Corriente a disipar por la malla

Se considera como la máxima corriente de falla que fluye por la malla de

los barrajes principales de la subestación en su máxima condición de

operación.

A continuación se relacionan los valores calculados de corriente de falla

por CODENSA S.A, para la subestación Salitre :

• Para la barra de 115 kV es de 21.7 kA, en la falla trifásica.

• Para la barra de 115 kV es de 21.4 kA, en falla monofásica.

• Para la barra de 57.5 kV es de 14.5 kA para falla trifásica.

Se toma la corriente más alta que se debe disipar: 21.4 kA

La empresa CODENSA S.A cuenta en la actualidad con un programa de

computo empleado por los ingenieros de protecciones, por medio del cual

se analiza el sistema de 115 kV. Dicho programa toma los aportes de cada

una de las subestaciones de este nivel de tensión y de forma automática

calcula el nivel de corriente de cortocircuito para cada uno de los barrajes.

82

El programa es conocido como CAPE1 y se encuentra restringido su

acceso a personas ajenas al departamento de protecciones (el anexo B

muestra el diagrama del sistema de 115 kV y el nivel de corriente de

cortocircuito de cada subestación, de igual forma se muestra el tipo de

reporte de niveles de cortocircuito que se obtiene del programa CAPE).

Generalmente se diseña una puesta a tierra con una proyección a 15 años

y si se tiene en cuenta la degradación que puede afectarla bien sea por

ondas de choque producidas por las fallas, ó por los efectos químicos del

suelo entonces, su rediseño así como su mantenimiento se deben de

programar paralelamente al tiempo de su instalación. Para el caso de la

subestación Salitre la malla de puesta a tierra se diseña en los años

cincuenta (siglo pasado), y su última modificación se realizó en el año de

1963, ante la puesta en marcha del tercer banco de transformación; si

tenemos en cuenta los parámetros antes mencionados en el diseño de una

malla de puesta a tierra, vemos que la subestación Salitre a estado sujeta

a cambios en el sistema de 115 kV (ampliación del sistema, entrada de

nuevas subestaciones y modificaciones en su funcionamiento), esta

situación representa un problema en el momento de coordinar los

sistemas de protección para la subestación, dado que los equipos de

protección recomendados en este trabajo, utilizan tecnología digital y por

lo tanto se necesitará un excelente sistema de puesta a tierra para su

correcto funcionamiento, por esto se analizó la malla existente y se pudo

concluir que es necesario hacer un rediseño de la misma; procedimiento

que se desarrolla en este capítulo.

Dentro del estudio de un sistema de puesta a tierra dice la norma IEEE-80

que la corriente que se debe disipar a través de la malla se debe

multiplicar por dos factores, los cuales se mencionan a continuación

1CAPE: Computing Analyzing Protección Electric, programa interactivo diseñado para reducir el tamaño delmodelo de una red reemplazando el conjunto de barras por una red mas pequeña pero equivalente.

83

3.2.1.1 Factor de decremento

Determina la corriente efectiva durante un intervalo de tiempo después de

la presentación de la falla, se obtiene de la siguiente tabla.

Tabla 3.2 Factor de decremento2

DURACION DE LA FALLA

Segundos Ciclos (60 Hz)

FACTOR DE

DECREMENTO

0.008

0.1

0.25

0.5 ó más

0.5

6

15

30 ó más

1.65

1.25

1.1

1.0

3.2.1.2 Tiempo de duración de la falla

Se considera el tiempo de duración de la falla como el tiempo máximo de

despeje de la falla, es decir desde la iniciación de esta hasta la operación

de la protección de respaldo correspondiente.

Los tiempos actuales de respuesta de relés estáticos aplicados a la

protección de circuitos de 115 kV son aproximadamente de los siguientes

ordenes:

• Protecciones principales de líneas y barrajes de 10 a 20 milisegundos.

• Protección de respaldo de líneas de 100 a 1500 milisegundos.

Se puede asumir un tiempo máximo de duración de la falla igual a 0.5

segundos, los tiempos de apertura de los interruptores que serán aplicados

serán del orden de los 50 milisegundos, ó 3 ciclos.

2Obtenida de la norma IEEE-80

84

Para este tiempo de duración de las fallas, el factor de decremento será 1.0

por lo tanto la corriente de falla será If *(1.0)=21.4 kA

3.2.1.3 Factor de ampliación

Tiene en cuenta la posibilidad de aumento del nivel de falla por

ampliaciones futuras del sistema de transmisión, se determina a juicio del

diseñador.

El incremento del valor de la corriente de falla por la posibilidad de

ampliación del sistema de transmisión se determina aproximadamente por

la observación de los máximos niveles de falla de otras subestaciones de

115 kV.

Para introducir un factor de seguridad en los cálculos de malla a tierra se

asume un valor máximo de falla a tierra para la subestación Salitre en

lugar del valor de falla de 21.4 kA calculado para el año 2000, ampliamos

la I de falla trifásica a 23 kA.

Como dato importante la empresa tiene presupuestado un valor de

cortocircuito para el sistema de 115 kV hasta el año 2006, calculado de

acuerdo con las proyecciones hechas por la empresa en materia de

montajes de nuevas subestaciones; para la subestación Salitre este valor

es de 23 kA.

3.3 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR

Con la siguiente ecuación se determina la aptitud del conductor de cobre y

sus uniones desde el punto de vista de la fusión.

85

STaTaTm

Log

IA

33

1234

+

+−

=

I = corriente de falla que fluye por la malla (A).

A = sección del conductor de cobre ( circular-mils).

S= tiempo durante el cual la corriente es aplicada (s).

Tm = temperatura máxima permisible (ºC )para los conductores y

empalmes.

Ta = temperatura ambiente (ºC).

Las temperaturas máximas permitidas dependen de los empalmes, se

elegirá el valor correspondiente según las siguientes consideraciones:

Para conectores pernados en cobre Tm = 250 ºC.

Para uniones soldadas en cobre Tm = 450ºC.

Para uniones soldadas mediante reacción exotérmica Tm = 1083 ºC.

Con la sección calculada así, en circular mils, se busca una equivalencia

con calibres de cables de 2/0 AWG ó 4/0 AWG de acuerdo con la

respectiva capacidad de corriente.

En todos los casos se deberá verificar los tamaños mínimos de conductor

para evitar la fusión de acuerdo con la tabla 3.3 que se incluye a

continuación; si los calibres calculados no cumplen estos valores se deberá

elegir un calibre superior.

86

Tabla 3.3 Calibres mínimos del conductor de cobre para evitar su fusión3

TIEMPO DURACIÓN

DE FALLA

CABLE

UNICAMENTE

(A)

UNION CON

PERNOS

(A)

UNION CON

SOLDADURA

(A)

30 sec 40 50 65

4 sec 14 20 24

1 sec 7 10 12

0.5 sec 5 6.5 8.5

cmilsA

Log

A

3.148220

)5.0(33

14023440450

23000

=

+

+−

=

Seleccionamos el conductor AWG 3/0 en cobre, con una sección

transversal de 167772 cmils.

29.723000

167772* ==amperiocmil

Lo que según la tabla 3.3, nos garantiza que el conductor no se va a fundir

al paso de la corriente de falla durante un segundo.

3.4 CÁLCULO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA

El diseño de la malla consiste en hallar la cantidad necesaria de conductor

y su adecuada disposición para mantener tensiones de toque y de paso,

dentro de los límites permisibles para el cuerpo humano.

3 tabla obtenida de los apuntes de la materia Centrales y Subestaciones

87

Siguiendo el procedimiento de la norma IEEE-80, se adopta una

disposición de malla reticular repartida en un área rectangular cuya

longitud necesaria de cable se calcula mediante la siguiente ecuación:

stIKiKm

Lcρ

ρ*174.0116

****+

=

en la cual

Π+

Π

=−

......87

65

431

1621

)2(2 terminosn

Lndh

DLnKm (Ec No 68 de la norma IEEE-

80).

Ki = factor de irregularidad de la malla, depende de su configuración.

Ki = 0.65+0.172n para n£ 7 (Ec. No. 69 de la norma IEEE- 80).

Ki = 2.0 para n =7.

Lc = longitud total necesaria del cable (m).

ρ = resistividad del suelo donde esta la malla (Ω-m).

ρs = resistividad del suelo bajo los pies, incluyendo el tratamiento

superficial que se le halla dado (Ω-m.).

I = corriente que debe disipar la malla (A).

T = duración máxima de la falla.

D = ancho de la cuadricula (m).

d = diámetro del conductor (m).

h = profundidad de enterramiento (m).

n = número de conductores paralelos a localizar en una dirección (se

asume normalmente dimensión mayor).

En la medida que crece n, crece el número de retículas, la malla se

aproxima cada vez más a una placa, lo que significa un sobre-

dimensionamiento.

88

El valor calculado por la fórmula anterior, se compara con la cantidad total

de cable que se enterraría en la misma área con la separación asumida “D”

entre conductores (incluyendo las conexiones longitudinales y

transversales, las uniones a los equipos y la longitud equivalente de

varillas de tierra).

El valor preliminar calculado, deberá ser ajustado de tal manera que la

longitud total de cable que realmente se enterrará para esta separación sea

por lo menos igual al valor calculado, a fin de tener una diferencia de

potencial local dentro de límites aceptables. Para este efecto se asume un

valor de “D” menor si el valor calculado es mayor y un “D” mayor en caso

contrario hasta llegar a un equilibrio.

ρ = 144.81 (Ω-m).

ρs = 3000 (Ω-m) (grava).

I = 23 kA

T = 0.5 (s).

D = 10 (m).

d = 0.0104 (m).

h = 1.0 (m).

n = 8 (se asume normalmente dimensión mayor).

74142.0

1413

1211

109

87

65

431

)1)(0104.0(1610

21 2

=

Π+

Π

=

Km

LnLnKm

mLc

Lc

75.54733000*174.0116

5.0*23000*81.144*2*74142.0

=+

=

89

3.5 VERIFICACIONES DE LOS VALORES OBTENIDOS

Con la disposición de equilibrio de longitudes de cable encontrada, se

calculan las tensiones de la red de tierra, de paso y de toque y además se

comprueba la resistencia de dispersión de la malla.

Estos valores se obtienen con las siguientes expresiones:

Tensión de toque.

LI

KiKmEt *** ρ=

(Ec. No. 70 de la norma IEEE- 80)

VEt

Et

26.90275.5473

23000*81.144*2*74142.0

=

=

Tensión de paso.

L

IKiKsEp *** ρ=

(Ec. No. 73 de la norma IEEE- 80)

238793.0

701

601

501

401

301

201

111

211

=

+++++++=

Ks

Ksπ

VEp

Ep

29675.5473

23000*81.144*2*23879.0

=

=

Resistencia de dispersión.

Ω+=Lr

Rρρ

4

90

En donde: Km, Ki, ρ, I, L, ya fueron definidos.

−

++++++

+=DnDDDhDh

Ks)1(

1.....

41

31

211

211

π(Ec. No. 74 de la norma

IEEE- 80)

r = radio del círculo cuya área equivale al área cubierta por la malla (m).

πAreamalla

r =

Los valores anteriores calculados, se comparan con los valores tolerables,

que en el caso de la tensión pueden ser obtenidas mediante las siguientes

formulas según la norma IEEE- 80:

Tensión de toque tolerable por el cuerpo humano:

t

sEt

ρ17.0116 += (V)

tensión de paso tolerable para el cuerpo humano:

t

sEp

ρ7.0116 += (V)

Donde ρs es la resistividad superficial del suelo ( 3000 Ω-m cuando se

aplica una capa de grava sobre la superficie terminada de la subestación)

t = duración máxima de la falla (seg.)

Los valores calculados para la malla deben ser menores que los tolerables,

en el caso de las tensiones de toque, por lo general se cumplirá que al

menos sean iguales puesto que fue a partir de esta condición que se

obtuvo la formula para el cálculo posterior de Lc.

Si la tensión de paso calculada llegara a ser mayor que la tensión de paso

tolerable, la situación se podrá controlar mediante cables adicionales que

91

disminuyan el gradiente de potencial especialmente hacia los extremos de

la malla.

Tensión de toque tolerable por el cuerpo humano:

VEt

Et

26.9025.0

3000*17.0116

=

+=

Tensión de paso tolerable por el cuerpo humano:

VEp

Ep

89.31335.0

3000*7.0116

=

+=

Resistencia

En cuanto a la resistencia, esta puede ser evaluada por la fórmula simple

de Laurent y Niemann 4.

El valor de resistencia ya calculada debe ser menor o igual a los siguientes

valores mínimos de acuerdo al nivel máximo de tensión de servicio.

Para V =115 kV debe ser R £ 1Ω, como es el caso de la subestación

salitre; actualmente el valor de la resistencia de la malla de puesta a tierra

es de 1.2 Ω, dato obtenido de CODENSA (medición realizada hace mas de

dos años ).

mr

r

37.33

50*70

=Π

=

4 fórmula obtenida de los apuntes de la materia Centrales y Subestaciones Universidad de la Salle

92

Ω=

+=

11.175.5473

81.14437.33*4

81.144

R

R

De esta forma se comprueba que el diseño de la malla de puesta a tierra

con una separación de 10 m (entre conductores), cumple con las

disposiciones establecidas por la norma IEEE-80.

3.6 CONSIDERACIONES ESPECIALES

3.6.1 Varillas de puesta a tierra

Además de los conductores horizontales propios de la malla de tierra, la

corriente también se dispersa a la tierra por intermedio de las varillas de

puesta a tierra. Es razonable agregar la suma de las longitudes de las

varillas a la longitud de los conductores que conforman la malla, en el

proceso de cálculo de la malla.

Es recomendable la colocación de las varillas hacia la zona periférica de la

malla de tierra (para reducir los gradientes de potencial) y cerca de la

posición de los neutros de transformadores, pararrayos e interruptores

para permitir que las corrientes pasen a tierra lo mas directamente

posible.

3.6.2 Mallas de cerramiento

Las mallas perimetrales de cerramiento de la subestación serán

conectadas a la malla de tierra si están localizadas muy cercanas a ella y

por lo tanto las alcanza el campo magnético en caso de falla.

93

En este caso se colocará un conductor igual al de la malla a una distancia

de un metro por fuera del cerramiento, conectándose a este y a la malla de

tierra a intervalos regulares.

En las mallas de cerramiento localizadas fuera de la influencia de la malla

de tierra, se colocará un conductor enterrado debajo o a un lado del

cerramiento y a lo largo de toda su longitud, unido a él en varios puntos

sin conectarlo a la malla de tierra principal de la subestación.

3.6.3 Justificaciones.

Observando la malla de puesta a tierra con que cuenta la subestación

Salitre5, vemos que si bien su diseño cumple con los procedimientos

especificados por la norma IEEE-80 por el tiempo que lleva en

funcionamiento ha estado sujeta a cambios de la subestación, como es el

hecho de la instalación del tercer banco de transformación antes

mencionado, el cambio de algunos equipos de protección y medida debido

a daños ocasionados por el tiempo de su instalación, mantenimiento

deficiente, etc.

Sumando todos estos aspectos y partiendo del hecho de los cambios en

equipos que se van a sugerir en este proyecto de investigación, los cuales

están basados en tecnología digital, fue necesario hacer un rediseño en la

estructura de la malla de puesta a tierra, con el propósito de asegurar la

protección integral de estos equipos6.

Los equipos que se consideraron como opción para mejorar la eficiencia de

la subestación Salitre (tecnología SEL), cuentan con una mayor velocidad

de operación en la detección de fallas en el sistema, poseen una memoria

5 la configuración de la malla se encuentra en el anexo C6 Diagrama del rediseño de la malla de puesta a tierra de la subestación Salitre se observa en el anexo D

94

capaz de almacenar las fallas detectadas durante un tiempo establecido en

la programación del equipo, opción de ser programados a control remoto, y

por último se tiene la opción de obtener un reporte de las fallas,

analizando como afecta al sistema y el tiempo de su despeje.

CAPITULO 4

PROTECCIONES EXISTENTES EN LA SUBESTACIÓN

SALITRE

Y ANÁLISIS DE NUEVAS TECNOLOGÍAS

EQUIPOS SEL

4.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN

El esquema de protecciones para las líneas de 115 kV, Colegio, Fontibon,

El sol, Morato, La paz y Calle 67 utiliza como protección principal, relés de

distancia, zona 1 y zona 2, tipo 21-1 y 21-2 y relé direccional de

sobrecorriente a tierra tipo 67N.

Como protección de respaldo tiene relés de sobrecorriente de fase tipo 67

A, B y C y relé de sobrecorriente a tierra tipo 67NB. Así mismo tiene

protección por onda portadora a través de un relé 85.

Adicionalmente para fallas en el barraje de 115 kV existen relés 87B y 86B

96

Como protección contra maniobras incorrectas, existe enclavamiento

eléctrico entre los seccionadores del lado línea y de lado barra del

interruptor, el cual produce la apertura del interruptor cuando se intentan

abrir los seccionadores estando el interruptor cerrado. También existe

enclavamiento mecánico entre el seccionador de línea y la cuchilla de

puesta a tierra que no permite abrir o cerrar el seccionador de línea, sí la

cuchilla de puesta a tierra no esta en posición contraria.

En los módulos de transformación de 115/11.4 kV, los transformadores

D1, D2, D3 tienen como protección principal relés de diferencial del

transformador (87T), y como protección de respaldo relés de sobrecorriente

instantánea y temporizada 50/51. Así mismo tienen protecciones

mecánicas de Buchholz (96), temperatura (26) nivel de aceite (33) y presión

(63).

Los relés 87T y las protecciones mecánicas activan el relé 86T que produce

el disparo y bloqueo en el interruptor de 115 kV y en el interruptor de

entrada al barraje de 11.4 kV. Los relés 50/51 producen solo disparo sin

bloqueo en el interruptor de 115 kV.

El relé diferencial de barras 87B también produce apertura en el

interruptor 115 kV.

En los interruptores de entrada de BT de 11.4 kV existen para protección

relés de sobrecorriente instantáneo y temporizado 50/51, y 50/51N que

producen la apertura de este interruptor.

Los bancos de transformadores de 115/57.5 kV tienen las mismas

protecciones en el lado de 115 kV y 57.5 kV descritas anteriormente.

97

El barraje de 115 kV tiene como protección principal la diferencial de barra

(relé 87) que actúa en el relé de disparo y bloqueo 86B, abriendo todos los

interruptores de 115 kV en líneas y transformadores.

Adicionalmente tiene un relé de bajo voltaje relé (27) que produce la

alarma en el anunciador.

Las líneas de 57.5 kV tienen como protección principal relés direccionales

de sobrecorriente entre fases (relés 67) y de tierra (67N) así como

protección eléctrica y mecánica de enclavamiento de los seccionadores de

línea de barras con el interruptor.

Los circuitos de 11.4 kV, sa-11 a sa-38 tienen como protección principal

relés de sobrecorriente instantánea y temporizada 50/51. Así mismo como

protección de los barrajes de 11.4 kV, a voluntad, de acuerdo con el

selector, disparo por frecuencia o bajo voltaje en cada celda. Estos

circuitos de 11.4 kV no presentan fallas debidas a los equipos de

protección, solo las que se producen por efecto de factores ajenos al

sistema( ramas de árboles en las líneas, trabajos de mantenimiento etc),

por esto no se tienen en cuenta para posibles cambios o mejoras, las

celdas para los circuitos de 11.4 kV son celdas duplex tipo Magrini y

actualmente operan sin ningún inconveniente.

Por último como protección contra sobrevoltaje por impulsos tipo rayo, las

líneas de 115 kV, 57.5 kV y transformadores en el lado de alta y baja

tienen instalados pararrayos de óxido de zinc.

98

A continuación se relaciona el listado de equipos con que cuenta la

subestación Salitre actualmente:

Tabla 4.1 Listado de equipos de protección

No RELE NOMBRE

2 Relé temporizado, relé de distancia zona dos

21-1-2, SLY 81

General Electric

Protección principal de fase 21-1 zona1, y 21-2 zona 2

temporizada de 125 V c.c

25 Relé verificación de sincronismo

26 OT1 Dispositivo indicador de temperatura aceite

26 WT1 Indicador de temperatura devanados

26 WTX Relé auxiliar disparo protecciones mecánicas trafo

27 NG 11A Supervisión bajo voltaje PT´s en barras 115 kV

40 Protección sistema de control línea 115 kV o equipo de

tonos G.E

50BF Protección por bloqueo por falla interruptor G.E

50 PJC11Z Protección principal de fase sobrecorriente instantánea

50N PJC11A Protección principal de sobrecorriente a tierra G.E.

51 Relé sobrecorriente temporizado

52 VCO-2 Dispositivo cierre remoto interruptor 57.5 kV

52V CO Dispositivo cierre local interruptor 57.5 kV

52 TC 52V /TF Dispositivo de disparo interruptor G.E

63 BR Relé Buchholz banco transformadores

63X Relé auxiliar de presión

63LOA Dispositivo bajo nivel transformadores banco.

63PRD Dispositivo válvula de disparo alivio presión

67NB JBCG6311 Protección sobrecorriente direccional tierra respaldo

125 V c.c

67JBC-77M Protección direccional de sobrecorriente respaldo. GE.

67N CTC615K Protección direccional de sobrecorriente a tierra

principal

99

68 Relé bloqueador por oscilación del sistema.

68X GE Relé auxiliar para alarma y bloqueo oscilación de

potencia.

74 74X2CA2 Control supervisor circuito disparo unión barras.

XRI79 Relé para recierre interruptor magrini galileo SF6.

79 GE-NSR21H Control recierre.

81 Relé de frecuencia.

84S Interruptor de rotación leva operada.

86

B2-HEA

Disparo con bloqueo 86B2/86B1.

87/TSI

PVD11A

Diferencial barras 125V c.c

94T Relé auxiliar de disparo de alarmas Westhing-house.

96 Relé Buchholz transformador.

101X Auxiliar RTU posición de interruptor en el sistema

centro de control.

RTU Unidad terminal remota.

XB Relé auxiliar temporizado por anomalías gas SF6.

XC1 Relé auxiliar para bloqueo al cierre.

XA1 Relé auxiliar bloqueo apertura o apertura automática.

Fuente: datos obtenidos del manual de operación de la subestación

4.1.1 Esquema de protección líneas de 115 kV

Las líneas de 115 kV de la subestación tienen como protección primaria de

fases relés de distancia zona 1 y zona 2 (21.1 y 21.2) y de sobrecorriente

direccional de tierra 67N y como protección secundaria relés de

sobrecorriente direccionales 67A, B, C, tierra 67NB y 50N.

En general cualquier dispositivo de protección basándose en relés consta

de los siguientes elementos:

100

El elemento primario es el que detecta las señales procedentes de la falla

(corriente, tensión, etc.) y las convierte en valores aptos para alimentar al

relevador de protección.

Estos elementos primarios están constituidos por los transformadores de

corriente y de tensión.

Elementoprimario

Relés deprotección

Elementoaccionado

Fuente auxiliarde tensión c.c

101

Figura 4.1Esquema típico de protección Líneas 115 kV de CODENSA S.A

102

En las líneas de 115 kV los CT´s están constituidos por 2 núcleos. Un

núcleo envía una señal a los relés de protección de distancia y

sobrecorriente y a los aparatos de medida, y el segundo núcleo alimenta la

señal para el relé diferencial del barraje de 115 kV (87B), Como excepción

la línea calle 67 utiliza cuatro núcleos).

El PT (transformador de potencial ), localizado en el barraje de 115 kV,

posee 2 núcleos en el lado de baja tensión, un núcleo alimenta la señal de

voltaje para los relés de protección de las líneas y el segundo al relé de

alarma de bajo voltaje (27) y el voltaje en él barraje.

De la señal del CT de corriente y del PT de voltaje se alimentan los relés de

protección de la línea. Estos relés están divididos en relés de protección

primaria que son los que disparan en forma instantánea sus respectivas

zonas cuando se detecta una falla en alguno de ellos. En el caso de la

subestación Salitre son los relés de distancia de zona 1 y zona 2.

Los otros relés son los de respaldo que operan en caso de que fallen los

relés primarios y que en este caso son los relés de sobrecorriente –

direccional de fase 67 A, B, C y de tierra 67NB. También existe la

protección de respaldo la cual mediante relés auxiliares por hilo piloto 87L

acelera los disparos de los relés de distancia para la protección de la línea

para falla en el extremo opuesto.

La protección primaria emplea relés de distancia 21 para zona 1 y zona 2.

El principio de operación de estos relés es tal que su tiempo es

proporcional a la distancia en que se produce la falla de tal manera que

para un corto circuito en algún punto de la línea, los relés que están más

103

cercanos a la falla operan primero que aquellos que se encuentran más

alejados. Es decir la impedancia de la línea hasta el punto de la falla.

El alcance del relé es la distancia desde el punto de instalación del relé

hasta el punto de falla y se puede expresar como una distancia o bien

como una impedancia primaria o también como una impedancia

secundaria y generalmente se hace referencia al ajuste del relé, la zona 1

incluye desde el punto de instalación del CT hasta el 85% de la longitud

total de la línea y la zona 2 cubre desde el punto de instalación del relé

hasta el 125% de la longitud total de la línea. Estas son las zonas de

alcance para cada relé de distancia.

La característica de operación de los relés de distancia es MHO polarizado.

Un relé MHO es una medición de distancia la cual es una forma inherente

direccional

Figura 4.2 Zonas de operación relé MHO1

1 Ramírez, Carlos Felipe, Introducción a los Relés de Protección. Ed. Limusa 1998

104

El relevador MHO (ó de admitancia) se obtiene restando la corriente de

salida de transformador de potencial para obtener la corriente total de

restricción. El relé opera cuando se cumpla la condición.

Donde ZF=VF/IF es la impedancia de falla medida en el secundario en O

ohmios (Ω).

La característica del relé es el círculo que pasa a través del origen y cuyo

centro se obtiene de la relación ZR=ZR/σ. Con relación al eje R..0 se

conoce como el ángulo característico o máximo ángulo de par del relé. El

ajuste del relé (generalmente expresado en ohm al secundario) esta dado

por el diámetro 2ZR del círculo por lo que:

Z alcance de relé = Z ajuste del relé X cos (Y-σ)

El relé opera por cualquier impedancia de falla dentro del círculo.

El nombre relé MHO se debe a que su característica es una línea recta,

cuando se dibujan los ejes G y B (conductancia y susceptancia), donde

Y=G-JB, la inversión geométrica de un círculo es una línea recta.

En la zona 1, dentro del 85% de la longitud total de la línea, el relé 21-1

opera instantáneamente sobre la bobina de disparo del interruptor de la

línea donde se encuentra localizado. En la zona 2, dentro del 125% de la

longitud total de la línea, opera sobre un relé temporizado 2; esto es así

ZRZFZR

ZRIF

VFZR

IFZR

VFI

−≥

−≥

−≥

105

porque dentro de su zona de operación incluye un porcentaje más allá de

la longitud de la línea, es decir una zona dentro de la cual esta protegida

por el interruptor de salida por el otro extremo de la línea, una falla más

allá de este interruptor debe ser despejada por sus protecciones. El relé

de la zona 2 ve la falla y mediante el temporizador 2 da un tiempo de

espera a que la protección en el extremo de la línea actúe. Si dentro de

este tiempo no opera, entonces si da la orden para accionar la bobina de

disparo del interruptor en la subestación para despejar la falla.

La protección de respaldo en caso de que no actúen las protecciones de

distancia son los relés de sobrecorriente direccionales 67. Los relés

direccionales operan únicamente cuando las corrientes de falla circulen

solo en la dirección, se debe entender como la relación angular entre

tensión y corriente de fase.

Se considera positiva la dirección de un vector resultante de la

composición de un vector tomado como referencia con otro localizado a 90

grados del primero, y negativa cuando la composición resultante de los

vectores dé un ángulo mayor.

El relé direccional funciona y efectúa la medición comparando el módulo y

fase de dos cantidades; corriente y tensión.

Estos relés tienen una unidad temporizada de corriente y una unidad

instantánea de corriente.

La unidad instantánea de corriente reduce el tiempo de operación del relé

a un mínimo para fallas más cercanas al CT cuando la corriente de falla es

106

muy grande. Esta unidad se calibra con la corriente mínima necesaria

para energizar el relé y con el relé de distancia de la zona 1.

La unidad temporizada varía el tiempo del relé por medio de taps y

magnitudes de corriente, las características de tiempo se grafican en

términos de tiempo contra los taps de corriente para una posición de

tiempo dada. La curva característica de estos relés, es extremadamente

inversa que quiere decir que operan más rápido para valores grandes de

corriente de falla que para valores pequeños de corriente de falla.

Los relés de sobrecorriente a tierra 67N, se conectan en el punto neutro de

los transformadores de corriente por lo que solo son sensitivos a las fallas

a tierra. Dado que estos relés a tierra no son sensitivos a las corrientes

balanceados de línea, no detectan corrientes de carga y por lo tanto se

ajustan para operar a valores mucho más bajos de corriente que los relés

de fase. La curva característica de estos relés es “muy inversa”.

La protección de hilo piloto (87L) significa acción a control remoto de los

interruptores lo que significa que la decisión de abrir o cerrar un circuito

por accionamiento de un interruptor se puede tomar en un lugar distante

del interruptor mismo. El esquema de protección por hilo piloto requiere

canales de comunicación para transportar la información del voltaje y la

corriente del sistema al punto donde se va a tomar la acción de control.

107

4.1.1.1 Descripción de equipos

4.1.1.1.1 Relé direccional de sobrecorriente de tierra WESTING

HOUSE TIPO IRD-8

Es del tipo electromecánico. El relé IRD es el diseñado para corrientes de

polarización y tiene su máximo torque cuando la corriente de operación

adelante la corriente de polarización en 40 grados. La unidad direccional

de corriente polarizada del relé opera con voltajes y corrientes residuales.

Este relé se conecta en el neutro de los transformadores de corriente y de

los transformadores de potencial.

Básicamente consisten en una unidad direccional (D), un suiche auxiliar

(CS-1), una unidad de sobrecorriente temporizada (CO), una unidad de

sobrecorriente instantánea y dos suiches contactores indicadores

(banderas) ICS/I y ICS/T.

La unidad de sobrecorriente temporizada es un electromágneto con una

bobina principal, consistiendo en un devanado con derivación en el

primario y un devanado en el secundario.

Dos bobinas idénticas colocadas en el exterior de la estructura de la

lámina, están conectadas al secundario de la bobina principal de tal

manera que la combinación de todos los flujos, producen por

electromagnetismo flujos de salida en el núcleo de aire. Estos flujos

causan un torque en el contacto de cierre.

La unidad direccional (D) es una unidad cilíndrica de inducción operando

por la interacción entre el flujo del circuito polarizado y el flujo de

operación del circuito.

108

La unidad de sobrecorriente instantáneo (I) es similar en construcción a la

unidad direccional. La relación de tiempo de la fase de los 2 flujos

necesarios para el desarrollo del torque, se consigue por medio de un

capacitor conectado en serie con un par de polos bobinados.

La unidad de transformación de la corriente instantánea es un

transformador de tipo saturación, para limitar la energía de la unidad de

sobrecorriente instantánea a valores altos de corrientes de falla y para

reducir el burden del CT.

La curva característica de tiempo de estos relés es del tipo “tiempo

inverso”.

4.1.1.1.2 Relé de distancia General Electric tipo SLY-81

Son utilizados como relés de distancia de la zona 1 y zona 2. Son de tipo

estático lo que quiere decir que emplean circuitos lógicos para convertir y

dar las señales correspondientes.

La característica MHO en este tipo de relés se obtiene, convirtiendo estas

señales IZ con señales proporcionales al voltaje de la línea del PT y

midiendo el ángulo entre combinaciones apropiadas de estas dos

magnitudes, para obtener la característica deseada.

Las señales de corriente se convierten en señales IZ por medio de

transreactores (XA, XB y XC), los cuales son reactores aislados en aire con

secundarios bobinados.

109

La impedancia (Z) de la cantidad IZ es la impedancia transferida del

transreactor y es igual a Vout/Iin. Los secundarios de los transreactores

tienen resistores de carga a través de ellos. Estos resistores proveen el

ángulo deseado entre Vout e Iin. Este ángulo determina el ángulo de

relación básico del relé.

Un tercer signo consistiendo en IZ únicamente, también es comparado con

“coincidencia lógica (CL)” el cual, saca un pulso rectangular de voltaje

cuando estas señales son coincidentes. El ancho de este pulso de voltaje

es medido en un circuito “temporizador de integración” (IT), el cual provee

una señal de disparo cuando el ancho del pulso excede una preselección.

4.1.1.1.3 Relé de Bloqueo por oscilación de potencia WESTING

HOUSE TIPO KS

El relé KS es un compensador de distancia polifásico que se utiliza con el

relé de distancia KD, para prevenir disparos mientras existan condiciones

de fuera de paso ó fuera de sincronismo en el sistema.

El relé KS consiste de tres transformadores (compensadores), dos

autotransformadores, una unidad de operación tipo cilíndrica y un relé

telefónico de retraso en el tiempo.

Una diferencia fundamental entre la falla trifásica y una condición de fuera

de paso ó sincronismo, es que una falla repentina reduce el voltaje e

incrementa la corriente mientras que durante una condición de fuera de

paso, los cambios del voltaje y la corriente son comparativamente

graduales. Cuando la impedancia de la línea en una falla aparente (Zf) es

menor que el ajuste del compensador (Zc), Izc llega a ser mayor que el

110

voltaje de la línea de la falla. Esto retrasa el voltaje compensado y

entonces retrasa la secuencia de fase del voltaje aplicado al relé y se

produce un torque para abrir los contactos en la unidad cilíndrica.

Bajo las condiciones de fuera de paso, la impedancia aparente medida por

el relé comienza con un valor alto, gradualmente decrece a un valor mucho

más bajo y nuevamente se incrementa a un valor más alto, entonces el

sistema llega a una completa oscilación. Por otro lado, si la disturbancia

es una falla, la impedancia vista por el relé repentinamente toma un valor

mucho menor y retendrá este valor ó se incrementará suavemente por los

efectos de la resistencia de falla, hasta que la falla se evacue.

El relé KS tiene la ventaja de distinguir una falla y una condición de fuera

de paso. Bajo las condiciones de fuera de paso, el relé KS operará

seguidamente de un corto retraso con el tiempo del relé de distancia KD

bloqueando la acción de este. En caso de una falla, el relé KS puede

operar pero el relé de distancia opera dentro de un tiempo muy corto y no

seguirá la secuencia descrita para una condición de fuera de paso

4.1.2 Esquema de protección del barraje de 115 kV

La protección del barraje de 115 kV se hace por medio de relés de

protección y esta basada en la ley de Kirchoff de corrientes entrantes y

salientes de una barra en la subestación que deben tener como suma cero.

Cuando las condiciones son normales los circuitos se encuentran

balanceados y no circula corriente a través de la bobina de operación del

relé.

111

Los transformadores de corriente (CT´s) que se usan para la protección

diferencial de barras se instalan en el lado de la línea o del equipo del

interruptor por lo que el interruptor forma parte de las zonas de protección

diferencia de las barras.

El tipo del relé diferencial utilizado en la subestación Salitre es del tipo relé

de porcentaje diferencial. Este tipo de relés proporciona una alta

sensibilidad a corrientes de falla bajas por un porcentaje muy bajo y a

medida que la corriente de falla se incrementa, el porcentaje requerido

para operar, el relé se incrementa de manera que a valores altos de

corriente de falla, cuando el CT presenta problemas de saturación, el relé

tiene menos sensibilidad y es más seguro contra la operación de fallas

internas, estos relés tienen tiempo de operación típicos de 2 a 3 ciclos,

estos relés son de bloqueo y disparo.

Para disminuir el efecto de la saturación en los CT´s en este tipo de relés

se incorporan bobinas de restricción en el disco de inducción.

En caso de presentarse una falla dentro de la zona de protección del relé

diferencial, este opera un relé de disparo y bloqueo 86B el cual opera la

bobina de apertura de todos los interruptores conectados al barraje de 115

kV.

Adicionalmente el barraje de 115 kV tiene instalado un relé de alarma por

bajo voltaje 27. Este relé se alimenta del secundario del transformador de

potencial del barraje. Este relé solo da alarma de bajo voltaje pero no

dispara los interruptores.

112

Figura 4.3 Esquema típico de protección barraje 115 kV (se muestran dos unidades)

113


4.1.2.1.1 Relé diferencial GENERAL ELECTRIC tipo PVD

El relé PVD es un relé diferencial de voltaje diseñado para proveer

protección instantánea del barraje, cuando se usa con transformadores de

corriente apropiados.

El relé incluye dos unidades de operación. Una unidad de voltaje de bajo

ajuste, 87L y una unidad de corriente de alto ajuste, 87H.

La unidad 87L es una unidad instantánea de voltaje, con una bobina de

operación de alta impedancia conectada a través de los terminales c.c de

un rectificador de onda completa de óxido de cobre. El rectificador está

conectado en serie con un sintonizador reactor capacitor para resonancia a

una frecuencia dada.

La unidad 87H es una unidad de sobrecorriente instantánea con una

bobina de operación de baja impedancia, conectado en serie con un disco

resistor.

Ambas unidades, 87L y 87H tienen un circuito común de cierre de

contactos. El relé tiene una unidad sellada montada en la esquina

superior izquierda del relé. Esta unidad tiene una bobina en serie y sus

contactos en paralelo con los contactos principales de modo que cuando

los contactos principales se cierran, la unidad opera y levanta la bandera

para mostrar la operación del relé. La bandera permanece a la vista hasta

que se resetea con el botón localizado en la esquina inferior izquierda de la

cubierta del relé.

114

4.1.3 Protección de módulo de transformación de 115/11.4 kV y

115/57.5 kV

Figura 4.4 Esquema de protección módulo de transformación de 115/11.4 kV y

115/57.5 kV

115


El sistema de protección para los módulos de transformación de la

subestación Salitre consta de una protección principal que es el relé

diferencial 87T del transformador, el cual actúa sobre un relé de disparo y

bloqueo 86T y este sobre las bobinas de disparo de los interruptores de

alta y baja para despejar la falla.

Como protección secundaria en el lado de alta y baja de cada

transformador están instalados relés de sobrecorriente instantánea y

temporizado 50/51. Estos relés actúan sobre la bobina de disparo de su

interruptor para aislar la falla en ese sitio. No ocasionan bloqueo del

interruptor.

Así mismo, los transformadores tienen sus protecciones contra fallas

mecánicas 96-26-33-63. Estas protecciones actúan sobre relés auxiliares

los cuales activan el relé de disparo y bloqueo 86T.

Igualmente, los interruptores de 115 kV en el lado del transformador

reciben señal de la protección diferencial de barras de 115 kV,

ocasionando su apertura para aislar la falla hacia el transformador.

Los elementos primarios para detectar las señales procedentes de la falla

en el módulo de transformación son los CT´s (transformadores de

corriente).

Estos se encuentran localizados en el lado de alta entre el interruptor y los

bujes de alta del transformador. En el lado de baja se encuentra entre los

bujes de alta de transformador y el interruptor de entrada a la fila

respectiva, en los módulos de entrada en la sala de control.

116

Conexión de los CT´s para protección diferencial.

De la figura 4.5, en condiciones normales en el diferencial de la fase A las

corrientes (Ia-Ic)del CT en el secundario son iguales por lo que la corriente

resultante por el elemento de operación OP es cero y el relé no está

activado.

En caso de una falla interna en el transformador, por ejemplo en el

devanado de la fase A la corriente Ia será muy grande por lo que la

diferencia entre las dos corrientes en el relé no será cero y una corriente

circulará por el elemento de operación. Esta corriente sobre este elemento

causa torque que cierra unos contactos que activan el relé de disparo y

bloqueo 86T y este opera la bobina de apertura de los interruptores de alta

y baja del transformador.

Igualmente en caso de una falla externa cerca del transformador, la

corriente de falla fluirá hacia ese punto por lo que en el relé se creará un

desbalance en la entrada de la señal donde hubo una falla, y de nuevo el

elemento de operación ve una diferencia de corriente, activándose y

cerrando los contactos para la operación del relé de disparo y bloqueo 86T.

La característica del relé diferencial es la de una alta selectividad junto con

un tiempo rápido de disparo.

Como protección de respaldo los transformadores tienen instalados relés

de sobrecorriente instantáneo y temporizado de fases 50 y 51. Estos relés

producen apertura del interruptor pero no bloqueo.

La unidad de protección instantánea opera sin ningún retardo intencional

en el tiempo, lo que ocasiona la ventaja de reducir el tiempo de operación

117

al mínimo, para fallas muy cercanas al modulo de transformación. Para la

operación eficiente de esta unidad se requiere que la mínima corriente de

falla exceda a la máxima corriente de carga.

La curva del tiempo de operación del relé es asintótica a un valor mínimo

definitivo que se incrementa con el valor de la corriente. En estos relés la

curva es del tipo “ Extremadamente inversa” lo que significa que a valores

bajos de corriente, su tiempo de operación es alto, pero a medida que

aumenta el valor de la corriente, el tiempo de operación se reduce

drásticamente.

118

figura 4.5 Esquema relé diferencial General Electric2

4.1.3.1.1 Relé de sobreintensidad tipo IAC GENERAL ELECTRIC

Los relés de protección tipo IAC son relés de disco de inducción, que se

utilizan para las protecciones de sobreintensidad contra fallas entre fases

o fallas a tierra, en los circuitos de corriente alterna de las instalaciones

industriales y de los sistemas eléctricos de producción, transporte y

distribución de energía eléctrica.

Consiste fundamentalmente en un núcleo magnético con una bobina

amperimétrica, el disco de inducción y un imán de freno cuyo conjunto,

2 Ramírez, Carlos Felipe, Introducción a los Relés de Protección. Ed. Limusa 1998

119

llamado unidad de inducción o elemento inverso, es de acción temporizada

con un retardo inverso.

Además de la unidad de inducción, pueden llevar incorporados uno o dos

elementos instantáneos de sobreintensidad, del tipo de armadura

basculante. Todos los relés IAC van provistos de indicadores de

funcionamiento que señalizan de forma visual y por separado, la actuación

de la unidad de inducción o del elemento instantáneo.

Los relés tipo IAC son relés indirectos, es decir, se conectan al secundario

de transformadores de intensidad.

Estos transformadores de intensidad alimentan al relé con una corriente

equivalente a la de línea.

En algunos modelos de relés IAC, el circuito de disparo es alimentado por

la descarga de un condensador. El sistema más frecuente usa un sistema

auxiliar de alimentación de corriente continua.

Cuando se utiliza elemento instantáneo, la bobina de este elemento y la

bobina de esta unidad de inducción van en serie y cada una de ellas se

calibra independientemente para que actúe dentro de la zona que se le

haya asignado en el campo de disparo del relé.

Las unidades de inducción se construyen para una gama de corrientes que

cubre desde 0,1 a 16 amperios. La selección de la curva de actuación del

relé se hace mediante un bloqueo de tomas con diversos valores y un dial

de tiempo que cubre una gama continua de curvas extremas de cada relé.

120

Los elementos instantáneos se construyen también por varios calibres y

cubren una gama de corrientes de operación desde 1 hasta 160 A. El

ajuste es continuo dentro de los límites de cada calibre y se efectúa

moviendo la posición del núcleo mediante un tornillo.

Los relés tipo IAC van alojados dentro de unas cajas y son del tipo

extraible. Tienen un aspecto exterior semejante a los demás tipos de relés

construidos por G.E y permiten el montaje empotrado o saliente, con

posibilidad de disponer de bornas delanteras.

Incluyen dispositivos para hacer las conexiones de comprobación,

inspecciones de mantenimiento y una fácil sustitución.

El elemento de inducción constituye la parte principal del aparato y se

compone esencialmente de:

• Un disco de inducción montado sobre un eje y dispuesto para girar en

el entrehierro.

• Un núcleo magnético en forma de U en los extremos de cuyos polos se

sitúan asimétricamente varias espiras en cortocircuito.

• Una bobina operadora montada en este núcleo, que se conecta en serie

con el circuito a proteger, normalmente a través de un transformador

de intensidad.

• Un imán permanente que abraza el disco de inducción.

El dispositivo de “sellado” y señalización consiste en un pequeño relé

electromagnético, situado en la parte superior, que tiene por misión

121

“sellar” o asegurar la operación del elemento de inducción y señalizar

ópticamente el funcionamiento del relé. Se compone de una bobina con

dos tomas de sensibilidad 0,2 y 2 A montadas sobre una armadura de

acero laminado y una culata basculante sobre la cual se disponen los

contactos de “sellado” normalmente abiertos. La bobina de “sellado” se

conecta en serie con la bobina (o relé auxiliar) de disparo del interruptor.

Los contactos de sellado están conectados en paralelo con el contacto de

cierre del elemento de inducción.

El funcionamiento de este dispositivo es el siguiente: cuando cierra el

contacto de inducción, queda alimentado el circuito de disparo y en

consecuencia energizada la bobina de sellado, el dispositivo de sellado

permanece autoalimentado hasta tanto se verifique la apertura del

interruptor, independientemente del contacto del disco contra rupturas

imprevistas del circuito.

La señalización se logra mediante un indicador de funcionamiento, que es

elevado por la misma armadura, mostrando tres franjas rojas por otras

tantas ventanas situadas en el frente del dispositivo. Para volver el

indicador a su posición inicial y oculta, hay que apretar un botón colocado

en la tapa del relé, lo que permite conocer, en un sistema trifásico, cual es

el relé que ha provocado el disparo del interruptor. Los contactos del relé

son de plata, de tipo lineal y aseguran un perfecto cierre del circuito y una

buena conservación de los mismos.

La bobina operadora va provista de 7 tomas que permiten variar el número

de espiras y como consecuencia regular la corriente de arranque, o sea el

valor mínimo de la corriente para la cual el relé se pone en

funcionamiento. Estas tomas están llevadas a un bloque de tomas en el

122

cual, mediante una clavija roscada, se efectúa el cambio de ajuste de una

manera cómoda y segura.

4.1.3.1.2 Relé diferencial GENERAL ELECTRIC tipo 12 BDD 16

Los relés tipo BDD son relés diferenciales de transformador con

características de restricción porcentual y armónicos, usando una unidad

polarizada como elemento de operación. La restricción porcentual permite

discriminación exacta entre fallas internas y externas a altas corrientes.

La restricción de armónicos facilita al relé para distinguir, por la diferencia

en la forma de onda, entre la corriente de diferencial causada por una falla

interna y la causada por corrientes magnetizantes de inserción (inrush)

asociadas con la energización de transformadores. El relé opera a alta

velocidad para corrientes de falla internas.

El relé tipo BDD se diseña para ser usado con transformadores de

potencia de tres devanados y tiene tres circuitos de restricción de corriente

y un circuito diferencial de corriente. El relé tiene dos juegos de contactos

abiertos con una conexión común entre los dos juegos

El relé tiene las siguientes partes principales:

4.1.3.1.2.1 Transformadores de corriente

Hay 3 transformadores de corriente separados, cada uno con un bobinado

primario y cada terminal en una bornera separada. Bobinado #1 #2 y # 3

corresponden a las borneras 6, 4 y 3, en este orden.

123

Hay un transformador diferencial de corriente con el primario principal

llevado afuera en la bornera 5.

El circuito primario de cada uno de estos transformadores se completa a

través de un bloque especial de taps. Dos ó tres filas horizontales de

posiciones de tap que proveen, una fila por cada bobinado de

transformador de corriente. Un tap del transformador de corriente se

conecta al correspondiente tap de los bobinados de restricción de corriente

insertando plugs en el bloque de taps (bornera).

4.1.3.1.2.2 Circuito de restricción de corriente

Un puente rectificador de onda completa, recibe la salida del secundario de

cada transformador de restricción de corriente. Las salidas c.c de las tres

unidades son conectadas en paralelo. Todas las salidas son alimentadas a

un resistor encintado a través del tap plateado de porcentaje en el frente

del relé. Por medio de los tres taps, un ajuste de porcentaje de 15, 25 ó

40% puede ser seleccionado. La salida es rectificada y aplicada a la

bobina de restricción de la unidad polarizada.

4.1.3.1.2.3 Circuito de corriente diferencial

La salida del secundario del transformador de corriente abastece:

La unidad instantánea, las bobinas de operación de la unidad polarizada

pasan a través de un circuito de tonos y el circuito de restricción de

armónicos a través de una trampa resonante paralela. Las corrientes de

operación y restricción son pasadas a través de un puente rectificador de

124

onda completa antes de pasar a través de las bobinas de la unidad

polarizada.

Será evidente, que sí una corriente diferencial aplicada al relé es de forma

senosoidal y a frecuencia del sistema, fluirá más rápido en el circuito de la

bobina de operación y el relé operará. Por otro lado, si la corriente

diferencial contiene más de un determinado porcentaje de armónicos, el

relé será restringido para operar por las corrientes armónicas fluyendo en

la bobina de restricción.

4.1.3.1.2.4 Unidad de sobrecorrientes

La unidad instantánea, es un relé de armadura con un indicador de

bandera auto contenido. En corriente de falla extremadamente fuerte, esta

unidad operará y completará el circuito de disparo. La bandera de la

unidad instantánea será mostrada para indicar que el disparo fue por esta

unidad.

Por la situación de los CT´s y las relaciones de los transformadores para

corrientes de falla grandes, es posible que menos corriente de operación de

la real sea suministrada por el transformador diferencial de corriente y

más restricción de armónicos será suministrada que el contenido real de

armónicos que tiene la corriente de falla presentada. Como resultado, bajo

condiciones de corrientes internas de falla grandes, la unidad principal

puede ser falsamente restringida. Sin embargo, el disparo se realiza por la

operación de la unidad de sobrecorriente. El arranque es ajustado sobre el

nivel de la corriente diferencial producida por la máxima corriente de

magnetización inrush.

125

4.1.3.1.2.5 Unidad de operación principal

La unidad de operación principal es una unidad polarizada. La unidad

tiene una bobina de operación y un bobina de restricción y sus contactos

son identificados como DHR (restricción diferencial de armónicos). El relé

tiene un mecanismo de baja energía de alta velocidad y sus contactos son

suministrados con una unidad auxiliar y traídos hacia fuera en borneras

para conexión de un circuito externo.

La unidad auxiliar trae una indicación de bandera localizada en el lado

izquierdo del relé. La bobina de esta unidad no está conectada en el

circuito principal, pero es conectada al control c.c a través de un contacto

abierto del relé polarizado y a través de resistores en serie.

4.1.3.1.2.6 Banderas

Las banderas se proveen para el relé auxiliar y para la unidad de

sobrecorriente instantánea. En el evento de una falla interna, una ó

ambas unidades operaran dependiendo de la magnitud de la falla.

Esto producirá una indicación de bandera en la unidad particular que

opera. Después de que la falla desaparece, la bandera deberá ser reseteada

por el pulsador localizado en la esquina.

126

4.1.4 Protección circuitos de 11.4 kV

La protección principal en los circuitos de distribución de la subestación

Salitre la constituyen relés de sobrecorriente instantánea 50, temporizado

51, de fases y a tierra.

La unidad de protección instantánea 50, opera sin ningún retardo

intencional en el tiempo lo que ocasiona, la ventaja de reducir el tiempo de

operación a un mínimo para fallas muy cercanas al interruptor es efectiva

solo cuando la impedancia entre el relé y la fuente es pequeña con la

impedancia de la zona a proteger. Para la operación eficiente de esta

unidad se requiere que la mínima corriente de falla exceda a la máxima

corriente de falla.

En la unidad de protección temporizada 51, el tiempo de operación del

relé es asintótica a un valor mínimo definitivo que se incrementa con el

valor de la corriente, y da lugar a la configuración de una curva

característica de tiempo contra corriente. En estos relés la curva es de

tipo “extremadamente inverso” lo que significa, que a valores bajos de

sobrecorriente su tiempo de operación es alto, pero a medida que aumenta

el valor de la sobrecorriente el tiempo de operación disminuye

drásticamente.

Solo cuando ocurren fallas, por sobrecorriente instantánea, opera el relé

de recierre automático 79.

Como complemento del esquema de protección de los circuitos de 11.4 kV,

están instalados relés de bajo voltaje 27 y baja frecuencia 81 en él barraje

de 11.4 kV, estos relés envían señal de apertura a las bobinas de cada

127

interruptor de 11.4 kV. Sin embargo, cada circuito tiene en el panel

frontal un suiche para habilitar la señal de los relés 27 y 81 lo que da una

protección selectiva para estos relés.


4.1.4.1.1 Relé de sobrecorriente instantáneo y temporizado FIRCO

11

Estos relés son de tipo inducción de sobrecorriente y se usan para

desconectar circuitos cuando la corriente en ellos excede un valor dado.

Constan de una unidad de sobrecorriente (CO) un suiche contactor de

indicación (ICS) y una unidad de indicación de disparo instantáneo IIT.

El indicador de disparo temporizado es un suiche contactor de corriente

directa. Una armadura magnética con unos contactos de resorte en ella,

se atrae al núcleo magnético cuando se energiza el suiche. La unidad de

disparo instantáneo funciona similar a la unidad temporizada pero el

suiche contactor opera con corriente alterna.

128

Figura 4.6 Esquema protección de circuitos 11.4 kV

129

Figura 4.7Esquema unión barrajes 1-2

130

Figura 4.8 Sistema de protección circuitos SA-21 a SA-28 entrada D2

131

Figura 4.9 Unión barras 2-3 ysistemas de protección SA 31 a SA 38

132

Figura 4.10 Diagrama unifilar sistema de 11.4 kV

4.2 ANALISIS DE NUEVAS TECNOLOGIAS

En la actualidad se cuenta con una amplia gama de fabricantes de equipos

de protección medida y control, para efectos de las mejoras propuestas

para la subestación Salitre, se analizaron varias opciones entre las que

figuraban ABB, General Electric, pero a la hora de comparar los precios

ofrecidos por estas empresas se observó un mayor costo y prácticamente

cumplían con las mismas especificaciones técnicas de los equipos que

suministran otras empresas, se decide entonces analizar la tecnología de

la empresa SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES INC, la cual

tiene en el mercado una amplia gama de productos, los cuales

analizaremos en este capítulo destacando las ventajas ante una posible

sustitución de equipos en la subestación. (cambios sujetos a consideración

de la empresa CODENSA S.A)

133

La empresa SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES INC, tiene

como propósito fundamental el proveer sistemas de protección confiables

y a un precio bajo, sin olvidar la efectividad de los equipos. En la

actualidad trabaja con la línea de relés de protección, componentes que

tienen una respuesta de milisegundos ante fallas. La empresa ha logrado

obtener una reputación en el ámbito mundial y más si se tiene en cuenta

que trabaja con la certificación ISO 9001, donde se le reconoce su proceso

de trabajo, documentación, monitoreo y control de los sistemas allí

creados.

Para efectos del tema de investigación propuesto por el trabajo de grado

analizaremos los relés de protección que provee SCHWEITZER

ENGINEERING LABORATORIES INC a las diferentes empresas de energía

y dentro de las cuales se encuentra la empresa CODENSA S.A.

El propósito de este capítulo es describir los diferentes relés de Protección

que se pueden tener en una subestación de distribución, y las exigencias

mínimas que deben tener. Sin embargo, se hace énfasis en los relés

microprocesados o integrados que actualmente produce la empresa

SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES INC, ya que permiten ser

incorporados a una red de comunicaciones, entre otras ventajas que

describiremos más adelante.

Las protecciones trabajan en asocio con los interruptores los cuales

desconectan el equipo luego de la “orden” del relé para mitigar los efectos

que puedan originarse por las fallas. Una función secundaria de los relés

de protección es proveer indicación de la localización y tipo de falla, de tal

manera que la comparación con la observación humana y los registros de

134

falla constituyan un medio para el análisis de la efectividad de la

prevención de fallas y la mitigación de sus efectos.

Es decir, los relés de protección dan la orden a los interruptores para

desconectar elementos defectuosos, ya sea en condiciones normales o en

cortocircuito, cuando el equipo de protección se los manda. Los

interruptores están localizados de tal forma que cada equipo

(transformador, línea etc.) pueda desconectarse por completo del resto del

sistema, o sea que los interruptores siempre se encuentran como elemento

separador entre dos equipos.

4.2.1 Falla y determinación del grado de protección requerido

Cualquier cambio en un sistema de potencia es llamado una perturbación

y puede ser causada por una falla del sistema de potencia, una falla

extraña al sistema o una falla de la red.

Una falla del sistema de potencia es un cortocircuito en la red, por

ejemplo un cortocircuito trifásico. Una falla al sistema de protección se

presenta cuando se produce un disparo del interruptor sin existir falla

detectada, lo cual produce una perturbación en el sistema. Una

sobrecarga, una fluctuación de potencia, una caída extrema de tensión o

corriente, etc., en un sistema es llamada falla de la red.

Las fallas pueden ocurrir en todos los sistemas, sin embargo es imposible

diseñar económicamente un sistema libre de fallas. Adicionalmente, las

principales causas de fallas varían de país a país. Las fallas pueden ser

producidas por descargas atmosféricas, contaminación natural o

135

industrial, sobretensiones, sabotajes y daños en los equipos, así como

mantenimiento deficiente.

Un conocimiento exacto de los riesgos de falla es la condición previa para

la concepción de un dispositivo de protección económicamente rentable y

técnicamente óptimo.

4.2.2 Exigencias básicas de los relés de protección

Los criterios mínimos que se deben cumplir en una protección son:

• Seguridad: No deben presentarse disparos indeseados.

• Confiabilidad: No deben presentarse omisiones de disparo.

• Selectividad: Es decir que una protección debe actuar única y

exclusivamente donde exista la falla; éste criterio queda representado

por la unión de la seguridad y la confiabilidad. Hay algunos arreglos

que permiten aumentar la seguridad y confiabilidad; estos arreglos

dependen básicamente de los principios de operación de las

protecciones y la forma de conexión de sus contactos.

• Precisión: Es la capacidad para determinar con una gran exactitud el

nivel de corriente, voltaje frecuencia y parámetros de tipo mecánico (

presión de gas) para los cuales debe ocurrir la señal de disparo.

• Rapidez: Es el tiempo invertido desde la aparición de la falla hasta la

actuación de los contactos del relé. Esta característica es muy

importante ya que si no se despeja una falla lo suficientemente rápido

136

puede ocasionar peligro al personal, inestabilidad en el sistema o daños

en los equipos.

• Flexibilidad: Es la cualidad de poder adaptarse a posibles cambios

funcionales, que no tengan un rango de ajuste fijo, es decir que permita

cambios para corresponder con el sistema dentro de ciertos límites.

• Simplicidad: Representa la reducción de funciones e intersecciones en

el diseño de protección, es importante ya que disminuye la cantidad de

equipos que pueden causar mayor cantidad de puntos de falla.

• Mantenimiento: Es la disminución máxima posible de piezas sujetas a

desgaste, que no requieran mantenimiento continuo. Esta condición se

da en buena medida con la utilización de relés de estado sólido.

• Precio: Hay que destacar que dentro de los costos se debe incluir costo

inicial, costos operativos, costos de consecución del equipo y costos por

posibles daños. Es muy posible que una protección que sea más

costosa tenga tiempo de disparo más rápido, reduciendo así el riesgo de

daños en los equipos del sistema de tal manera que resulte finalmente

la solución más económica.

4.3 PROTECCIONES INTEGRADAS.

Las protecciones integradas con relés digitales, son equipos electrónicos

que tienen la capacidad de realizar medidas, protección y control de un

circuito o componente específico de una subestación. Es decir, que el

conjunto de celdas de gran tamaño es reemplazado por un solo

dispositivo que integra medidas, protección y automatismos.

137

El equipo es una función de automatismo, procesa la información de los

circuitos de entrada / salida, transformadores, sistemas de barrajes y

realiza acciones como salidas de disparo y recierre de interruptores. Las

protecciones integradas, son unidades compactas basadas en tecnología

de microprocesadores.

Las protecciones integradas cuentan con entradas digitales que le

permiten conocer el estado del circuito monitoreado o vigilado, salidas

digitales para realizar el control automático, una pantalla para visualizar

localmente los parámetros eléctricos y el estado de la protección, un

teclado para acceder a la información del equipo y realizar configuraciones

básicas, y una interfaz de comunicación para el intercambio de

información con otros dispositivos. Esta última característica es la que

permite construir redes de protecciones, que permitan integrar la

información de todas las protecciones en un equipo central como un

computador o un PLC, y ponerla a disposición de usuarios locales

(operadores, ingenieros) o usuarios remotos (centro de control).

4.4 CARACTERÍSTICAS DE RELÉS DIGITALES. SEL

Los relés microprocesados estudiados son construidos por la empresa

Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. conocida como SEL, y

comparten características similares. Estos relés contienen elementos de

protección, esquemas lógicos, entradas /salidas programables, registros

de eventos, localizador de fallas, medidas y otras funciones.

138

Las salidas de todos los elementos de protección de los esquemas lógicos,

están a disposición de la lógica programable de los equipos3 para alarma,

control de las comunicaciones y cualquier otra función deseada.

Los relés incluyen puertos de comunicación seriales y una interfaz de

usuario en el panel frontal para introducir los ajustes, repasar las

operaciones, comprobar las medidas y otras funciones.

4.4.1 Comunicaciones

Los relés pueden ser operados y ajustados mediante los controles del panel

frontal y mediante los puertos seriales de comunicación. Los relés SEL

tienen por lo menos un puerto de comunicaciones RS-232 de nueve pines,

y pueden ser conectados a una red local o conectados directamente a un

computador o a un módem. Además poseen un puerto auxiliar donde se

conecta la señal horaria o señal de sincronización (señal IRIG-B4).

Las comunicaciones de cada relé sirven para los siguientes propósitos:

• El relé responde a mandos que abarcan todas las funciones, por

ejemplo ajustes, medida y operaciones de control.

• El relé genera un informe de incidencias o fallas con la activación de

una salida TRIP (disparo), con un mando de arranque o con la

activación de un elemento de inicio de informe.

3 Ecuaciones de control Selogic, vienen con los manuales de programación de los equipos4 IRIG B Inter Range Instrumentation Group equipos que permiten distribuir una señal horaria desincronización a varios dispositivos como relés, registros de fallas y medidores.

139

• El relé transmite mensajes en respuesta a cambios de estado del

sistema, por ejemplo aviso de autocomprobación o aviso de la

ocurrencia de una falla o incidencia.

• No hay prioridad en los puertos de comunicaciones, los últimos ajustes

guardados anulan todos los demás.

Los relés se comunican con otros dispositivos a través de mensajes. Sin

embargo, estos mensajes están predefinidos bajo un esquema llamado

protocolo propietario SEL de “comando/respuesta” , el cual es un

protocolo de comunicaciones de bajo nivel, el relé recibe un “ comando” o

instrucción de otro dispositivo, lo interpreta y luego envía una “respuesta”

o realiza una “acción”.

4.4.2 Medidas

El relé mantiene las medidas instantáneas de magnitudes y ángulos de

tensiones e intensidades fase-neutro y fase-fase, kilovoltios primarios y

amperios respectivamente. Igualmente muestra la potencia activa y

reactiva en megavatios y megavares. Dependiendo del tipo de relé,

también se cuenta con medidas de corrientes de secuencias.

4.4.3 Indicadores de estado

Muestra los valores de señalización, y define el grupo de indicadores del

panel frontal del relé, donde se encuentra la información de

autocomprobación del relé, información de disparos, entradas y salidas.

140

4.4.4 Informe de incidencias o fallas

Cuando ocurre una falla, el relé almacena un informe sobre la falla en

memoria no volátil. Existen cuatro formas para acceder o consultar estos

informes de incidencias:

Informe resumen automático con información abreviada. Permite la

revisión rápida de la información crítica de la falla para el personal de

operación.

El informe por defectos es de 11 ciclos de duración, 4 muestras/ciclo. Los

ciclos se distribuyen así: cinco ciclos antes de la falla, cinco ciclos después

de la falla y el ciclo donde ocurrió la falla5. El informe consta de tres

partes: encabezado, cuerpo y pie de informe. En el encabezado del informe

se incluye la identificación del relé (código de identificación del firmware o

ROM) fecha y hora de generación del informe. El cuerpo del informe

incluye los valores de corrientes y voltajes, el estado de los principales

elementos de protección del relé y el estado de las entradas y salidas, para

cada muestra de los 11 ciclos del informe. El pie de informe incluye el tipo

de falla, la localización de la falla, frecuencia del sistema, valores de los

indicadores del panel frontal del relé, y otros valores que dependen del tipo

del relé.

• El informe largo es de 11 ciclos de duración, 16 muestras/ciclo. Es

similar al informe de 4 muestras/ciclo.

• Histórico de fallas: en memoria no volátil (el relé posee una memoria

capaz de almacenar datos que serán recuperados independientemente

5 En el anexo f se muestra un ejemplo del reporte de una falla

141

que exista o no-alimentación a este), se almacenan hasta cuarenta

resúmenes de fallas; esto constituye el “histórico de fallas“. Este

informe muestra la fecha, hora, tipo de falla, distancia a la falla,

duración de la misma, grupo activo de ajustes y los indicadores del relé

en el momento de la falla.

4.4.5 Ajustes y configuración

Los relés pueden tener hasta cuatro (4) tipos de ajustes:

• Ajustes de calibración y operación del relé, donde se seleccionan y

ajustan los límites y umbrales de los elementos de protección, disparos

con comunicación y otros esquemas de protección. Algunos relés SEL

tienen varios grupos de ajustes de calibración y operación, lo que

permite que el relé sea trabajado en diferentes esquemas de protección.

• Ajustes lógicos, donde se programan las funciones de disparo y

contactos de salida, utilizando las ecuaciones de control provistas por

SELogic. Por cada grupo de ajustes de calibración, hay un grupo de

ajustes lógicos (grupo lógico de ajustes).

• Ajustes del puerto de comunicaciones, donde se asignan los parámetros

de los puertos RS-232 que tiene el relé.

• Ajustes globales, donde se asignan las entradas, tiempo de iluminación

de la pantalla LCD, retraso de conmutación del grupo de ajustes,

tiempo de desconexión u otros ajustes.

142

4.4.6 Interruptores

Algunos relés SEL pueden mantener información acerca de disparos y

cierres de los interruptores asociados a los diferentes relés. Esta

información es: número de operaciones del interruptor causadas por el relé

o por elementos externos de operaciones del interruptor causadas por el

relé o por elementos externos, tiempo de ocurrencia del último disparo,

corrientes acumuladas, etc. Además proveen métodos de disparo y cierre

de interruptores que pueden utilizar otros dispositivos como

computadores, SEL-2020, SEL 2030 o PLC para ejecutar acciones de

control remoto.

4.4.7 Registro de medidas máximas

Muestra valores de corriente pico demandadas y las potencias activas y

reactivas pico demandadas. Permite realizar estudios sobre el

comportamiento de los circuitos de distribución de la subestación.

4.4.8 Niveles de acceso

Los relés de SEL soportan tres niveles de acceso (0,1 y 26)con clave de

seguridad para los niveles 1 y 2. El nivel cero o inicial permite acceder a

los otros dos niveles, conocer el identificador del relé y ver la ayuda básica.

El identificador del nivel de acceso 0 es el carácter “=” (igual).

El primer nivel permite solamente leer la configuración actual del relé y el

segundo nivel de acceso, permite cambiar los ajustes y la configuración del

6 Niveles que son aportados de acuerdo con el protocolo de comunicación empleado en la programación delrelé”lógica digital”

143

equipo, leer datos de medidas, históricos e informes de fallas. El

identificador del nivel de acceso 2 es “=>>”.

4.4.9 Mensajes automáticos

Los relés SEL tienen la capacidad de generar mensajes automáticos

cuando ocurre una falla en el circuito vigilado por el relé (mensaje EVENT),

o cuando los autodiagnósticos, detectan un estado no esperado o fallas en

los componentes integrados del relé (mensaje STATUS). El relé envía estos

mandos (siguiendo un protocolo propietario de SEL) al puerto serial que se

configure para este fin, y al cual debería estar conectado un dispositivo

maestro como un computador, PlC o un procesador de comunicaciones de

SEL (SEL 2020).

4.4.10 Condiciones de alarma

Los relés SEL activan el indicador de alarma (indicador ALARM) mientras

realizan la autocomprobación al conectar la alimentación, cuando falla

alguna prueba de diagnóstico, cuando el usuario realiza tres intentos

erróneos de acceder al nivel 1, cuando accede al nivel 2 del relé o cuando

se modifican las valores de los ajustes.

144

4.5 RELÉ SEL-321 PARA PROTECCIÓN DE LAS LÍNEAS DE 115 kV.

Figura 4.11 Relé SEL 321 protección de líneas de 115 kV7

Las características de protección del relé SEL-321 son:

• Relé de distancia de fases y tierra

• Relé con disparo monopolar y tripolar

• Relé de sobrecorriente direccional

• Relé de sobrecorriente de secuencia negativa

• Cuatro zonas de protección de distancia de fase y tierra

• Seis grupos seleccionables de ajustes

7 Figura obtenida de www. Selintruments.com.co

145

4.5.1 Estructura de los ajustes de calibración y operación.

En el relé se puede configurar los siguientes ajustes:

Información de la línea y del extremo del relé: impedancias secundarias,

longitud de la línea, tipo de localización de fallas (radial, dos terminales ó

extremos), relación de los transformadores de tensión y corriente. Se

pueden configurar hasta cuatro zonas de distancia. Se puede obtener un

ajuste de la dirección de las zonas y de los elementos de sobrecorriente, así

como un ajuste de los elementos de sobrecorriente temporizada.

4.5.2 Características de comunicaciones

Posee tres puertos seriales, uno en el panel frontal y dos en el panel

posterior. El puerto 1R (del panel posterior) permite el tipo binario del

protocolo ″comando/respuesta” de SEL, el cual es más rápido que el tipo

ASCII. La velocidad máxima que soportan los puertos de comunicación es

de 19200 baudios.

4.5.3 Manejo de interruptores

Los relés SEL-321 no mantienen información de interruptores, pero tienen

un nivel de acceso especial para abrir y cerrar los interruptores. Este nivel

se denomina” nivel de acceso B”, y para acceder a él se debe conocer una

palabra clave y estar en nivel de acceso 1ó 2 del relé. Cuando se accede a

este nivel, se activa el indicador ALARM. El indicador del nivel de acceso B

es “==>”

146

4.5.4 Generación de informes de fallas

Los relés SEL-321 generan informes de fallas o incidencias en respuesta a

las siguientes acciones:

• TRIP: Activación de cualquier elemento de disparo: TPA, TPB, TPC, o

3PT.

• EXTC: Ejecución del comando TRIGGER.

• ER: Activación de cualquier elemento de la variable lógica MER(Máscara

de arranque de informes).

• EXT: Activación de la entrada arranque externo.

4.6 RELÉ SEL 279 RECIERRE

Figura 4.12 Relé SEL 279 recierre, chequeo de sincronismo

La función primaria del relé es el control de las secuencias de recierre. El

relé incluye todos los elementos necesarios de lógica y de voltaje para el

control de secuencias de recierre y chequeo de sincronismo.

147

Diseñado para esquemas con interruptores monopolares o tripolares, el

relé Sel 279 está en capacidad de supervisar nivel de voltaje, velocidad de

recierre y el tiempo máximo de recierre.

4.7 RELÉ SEL-587 PROTECCIÓN PARA TRANSFORMADORES

Figura 4.13 Relé SEL-587 protección de transformadores8

4.7.1 Características de protección

Los relés SEL-587 poseen las siguientes características:

• Relé diferencial de corriente

• Relé de sobrecorriente

• Protección de sobrecorriente de secuencia negativa, fase y tierra.

• Un grupo único de ajustes y configuración.

8 Figura obtenida de www.selcomunications.com.co

148


Posee un solo puerto serial, ubicado en el panel posterior, el cual permite

el tipo binario del protocolo ”comando/respuesta” de SEL. La velocidad

máxima que soporta el puerto de comunicaciones es de 19200 baudios9.

4.7.3 Generación de informes de fallas.

Los relés SEL-587 generan informes de fallas o incidencias cuando alguna

de las siguientes situaciones se presenta:

• TRIP1, TRP2, TRP3: Activación de cualquier elemento programable de

disparo TRP1, TRP1 Ó TRP1.

• TRIG: Ejecución del comando TRIGGER.

• PULSE: Ejecución del comando PULSE.

• MER: Activación de cualquier elemento de la variable lógica MER

(máscara de arranque de informes).

• EXT: Activación de la entrada arranque externo

9 Unidad utilizada de acuerdo con la velocidad de transmisión de datos, se utiliza en programación de equiposSEL

149

4.8 RELÉ SEL-251 PROTECCIÓN DE CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN

Figura 4.14 Relé SEL-251protección circuitos de distribución10

4.8.1 Características de protección

• Relé de sobrecorriente de fase con control de voltaje

• Relé de sobrecorriente de secuencia negativa

• Relé de distribución

• Circuito monitor de interruptores

• Seis grupos seleccionables de ajustes y configuración

• Recierre


Posee dos puertos seriales, ubicados en el panel posterior del relé. El

puerto 1R (del panel posterior) permite el tipo binario del protocolo

10 Figura obtenida de www.selcomunications.com.co

150

”comando/respuesta” de SEL, el cual es más rápido que el tipo ASCII11. La

velocidad máxima que soportan los puertos de comunicación es de 9600

baudios.

4.8.3 Generación de informes de fallas

Los relés SEL-251 generan informes de fallas o incidencias en respuesta a

las siguientes acciones:

• TRIP: Activación de los contactos de salida (output contact).

• TRIGGER: Ejecución del mando TRIGGER

• ER: Activación de cualquier elemento de la variable lógica MER

(máscara de arranque de informes).

• ET: Activación de la entrada arranque externo (EXTERNAL TRIGGER).

4.8.4 Interfaz de usuario

Los relés SEL-251 no poseen una pantalla LCD como los otros tipos de

relé; por ello, uno de los puertos de comunicaciones se conecta a una

terminal de supervisión de marca SEL, la cual permite visualizar los datos

del relé: estado, medidas, eventos, históricos, etc.

4.9 PROCESADORES DE COMUNICACIONES SEL 2020

Los procesadores de comunicaciones son las herramientas que se utilizan

para desarrollar proyectos de integración en subestaciones. Estos equipos

se utilizan para conectar los datos que se obtienen de los relés y para

11 Protocolo de comunicación utilizado en la programación de equipos de comunicación

151

establecer la comunicación entre el computador, el sistema supervisor y la

red de protecciones.

4.9.1 Características generales

Dentro de la línea SEL encontramos el procesador de comunicaciones SEL-

2020 que sirve básicamente para comunicar una variedad de aparatos

microprocesadores. El SEL-2020 puede actuar como un selector de

puertos sencillo pero inteligente, o puede soportar comunicaciones

sofisticadas y manejo de datos, capacidades necesarias para proyectos

avanzados de integración de subestaciones. Los dispositivos SEL-2020

pueden interactuar, con cualquier IED (intelligent Electronic Device) como

son los relés digitales, medidores, grabadores digitales de informes de

fallas, módem e impresoras.

Para el trabajo en cuestión, los dispositivos SEL-2020 son los elementos

integradores de la información que se obtienen de los relés digitales. Esta

información podrá ser utilizada posteriormente por un computador central

para realizar las actividades de control y supervisión de las protecciones de

la subestación: mediciones, informes de fallas, estado de interruptores,

calibración de los relés, monitoreo del estado de la red, etc.

Para permitir la integración de los diferentes equipos de una subestación,

como relés, medidores o impresoras, cada SEL-2020 consta de 16 puertos

seriales en el panel posterior y un puerto F en el panel frontal distribuidos

como se muestra en la figura 4.15, a través de estos puertos se pueden

dar órdenes a los elementos conectados al SEL-2020, utilizando el

protocolo propietario de SEL.

152

Figura 4.15 Relé SEL 2020 procesador de comunicaciones 12

Todos los puertos del equipo SEL-2020 son tipo EIA (tipo serial de 9

patillas con interfaz RS-232,compatibles con los puertos de un

computador tradicional).

4.9.2 Funciones básicas del SEL-2020

• Selección inteligente de puertos: Esto incluye características como

multitarea, multiusuario, auto configuración, rango amplio de

velocidades de transmisión (entre 300 y 38400 baudios) y un conjunto

completo de parámetros de comunicación.

• Sincronización de hora: Puede obtener una señal horaria IRIG-B (Inter

Range Instrumentation Group) para la sincronización o puede generar

su propia señal de sincronización. El SEL-2020 puede recibir una

señal IRIG-B desde un reloj local y luego redistribuirla a los dispositivos

conectados a cualquier puerto serial del panel posterior. El SEL-2020

admite señales horarias moduladas o demoduladas.

12 Figura obtenida de www.selcomunications .com.co

153

• Procesamiento de comunicaciones: El SEL-2020 puede enviar mensajes

y códigos en diferentes formatos, permitiendo de esta manera la

comunicación con dispositivos tales como: relés SEL, computadores

personales, RTU (remote terminal unit), impresoras, módems u otros

IED (Intelligent Electronic Device), e incluso con otros dispositivos SEL-

2020. Las capacidades de comunicación incorporadas permiten

comunicación hacia el SEL-2020 a través de ella, utilizando programas

que soporten emulación de terminal ASCII. Los SEL-2020 manejan

varios protocolos pero básicamente se rigen por el propietario.

4.9.3 Base de datos automáticos

Cada dispositivo SEL-2020 tiene una base de datos donde almacena el

estado y la información recogida de los dispositivos conectados a sus

puertos de comunicaciones. La base de datos está dividida en regiones de

memoria volátil (memoria RAM y regiones no volátil memoria Flash).

Mientras que la memoria RAM está presente en todos los equipos SEL-

2020, la memoria Flash es un elemento opcional

4.10 INDICADORES PANEL FRONTAL DE LOS RELES.

4.10.1 Indicadores del panel frontal relé SEL-321

El relé SEL-321 posee los siguientes indicadores (LED) con sus respectivas

condiciones de iluminación (o activación).

154

Tabla 4.2 SEL-321Condiciones de iluminación de los indicadores del relé 13

INDICADOR CONDICIONES DE ACTIVACIÓN

INST Incidente con disparo instantáneo

TIME Incidente con disparo temporizado

COMM Disparo con comunicaciones

SOFT Disparo en cierre sobre defecto

ZONE 1 Elemento de zona 1 ó nivel 1 activado

ZONA 2 Elemento de zona 2 o nivel 2 activado

ZONA 3 Elemento de zona 3 o nivel 3 activado

ZONE 4 Elemento de zona 4 o nivel 4 activado

EN Relé en servicio

FAULT TYPE A Fase A involucrada

FAULT TYPE B Fase B involucrada

FAULT TYPE C Fase C involucrada

FAULT TYPE G Tierra involucrada

FAULT TYPE Q Detección de secuencia inversa

OVERCURRENT 51 Elemento de sobreintensidad temporizada activada

OVERCURRENT 50 Elemento de sobreintesidad de nivel 1-4, ajuste alto o lógica

de protección tacón activados.

4.10.2 Indicadores del panel frontal del relé SEL-587



13 Tabla obtenida del manual de operación SEL-321 proporcionada por CODENSA S.A

155

Tabla 4.3 SEL-587condiciones de iluminación de los indicadores del relé 14


EN Relé en servicio

TRIP 87 Elemento de sobreintensidad instantánea ó temporizada de

precisión activada cuando el relé dispara

TRIP 51 Elemento de sobrecorriente inversa temporizada activada cuando

el relé dispara.

TRIP 50 Elemento de sobreintensidad instantánea o temporizada de

precisión activada cuando el relé dispara.

FAULT TYPE A Fase A relacionada

FAULT TYPE B Fase B relacionada

FAULT TYPE C Fase C relacionada

4.10.3 Indicadores panel frontal del Relé SEL-251



Tabla 4.4 SEL-251condiciones de iluminación de los indicadores del relé 15


INST No hay condición de sobreintensidad

FAULT TYPE A Corriente de fase A relacionada

FAULT TYPE B Corriente de fase B relacionada

FAULT TYPE Q Corriente de fase C relacionada

FAULT TYPE N Corriente de secuencia negativa relacionada

FAULT TYPE C Corriente residual relacionada

79 RS Estado de recierre del relé por reinicialización

79 LO Estado de recierre del relé por bloqueo.

14 Tabla obtenida del manual de operación del equipo SEL-587 proporcionada por CODENSA S.A15 Tabla obtenida del manual de operación del equipo SEL-251 proporcionada por CODENSA S.A

CAPITULO 5

MEJORAS PROPUESTAS PARA LA SUBESTACIÓN SALITRE

Una vez analizada la configuración de la subestación Salitre y estudiada

cada una de sus partes, nos centraremos ahora en las desventajas que

encontramos en ella y propondremos algunos cambios en los equipos

actuales, demostrando con datos reales las desventajas que presentan y el

cambio sugerido de estos equipos.

Al estudiar la subestación encontramos algunos elementos que, a criterio

personal, consideramos que bien sea por su funcionamiento o por su

misma construcción, están desactualizados e implican pérdidas para la

empresa.

5.1 CONFIGURACION DE LA SUBESTACIÓN

La configuración que presenta la subestación Salitre es la de barra

principal y transferencia convencional, tanto en 115 kV como en 57.5 kV.

Este esquema permite que a la subestación se le realice mantenimiento en

uno solo de los interruptores, ya sea en los módulos de línea o de

transformación, sin sacar el circuito de servicio.

Para realizar el mantenimiento preventivo a la barra principal a 115 kV,

ésta se debe desenergizar y por lo tanto, toda la subestación quedaría sin

157

servicio. Si se realiza el mantenimiento sobre la barra de 57.5 kV la

subestación solamente operaria con el barraje de 115/11.4 kV1.

Para calificar la configuración se deben analizar sus características de

flexibilidad, simplicidad de operación, confiabilidad y costo.

5.1.1 Flexibilidad

Es la disponibilidad de un esquema de poder configurarse en diferentes

formas de operación, sin perder continuidad de servicio y expandirse de un

esquema a otro sin originar trastornos en la instalación existente, para el

desarrollo futuro del sistema.

En lo que se refiere a esta característica la subestación Salitre, solo tiene

la capacidad de operar en forma normal o de operar sin problemas cuando

se le realiza mantenimiento a un solo interruptor, transfiriendo las

protecciones al interruptor del barraje de transferencia.

5.1.2 Simplicidad de operación

Se mide por la sencillez de diseño, lo que implica que entre menos

elementos se requieran, menos complejidad habrá en las maniobras y más

sencillo será el control y mayor la seguridad de la operación.

Para el esquema que estamos tratando, podemos afirmar que se

caracteriza por su sencillez, debido a la cantidad limitada de elementos

que intervienen en el; por módulo solo posee un interruptor y tres

seccionadores con cuchillas de puesta a tierra.

1 En el anexo E se encuentran los datos de placa de los transformadores de 115/11.4 kV.

158

Por otro lado lo podemos considerar como seguro por los enclavamientos

mecánicos y eléctricos que intervienen entre estos elementos y la alta

confiabilidad de los equipos.

5.1.3. Confiabilidad

La confiabilidad del esquema, es la continuidad de servicio en presencia de

fallas o de labores de mantenimiento de equipos y barrajes. Las fallas que

pueden ocurrir en una subestación con mayor frecuencia son; fallas en

líneas, fallas en interruptores y fallas en barrajes. En nuestro caso

podemos hacerle mantenimiento solo a un interruptor a la vez, mientras

que al barraje principal no se le pueden realizar trabajos de

mantenimiento sin interrumpir el servicio.

En cuanto a fallas en las líneas, entre el 70 y 85% de las fallas son

transitorias, es decir que al desconectar la línea desaparece el origen de la

falla. En este aspecto el esquema que estamos analizando tiene un buen

comportamiento.

5.1.4 Costo

Los costos están determinados por los costos de los elementos y su

mantenimiento.

Este esquema en lo que respecta a inversión en equipos, es bastante

económico, es solamente superado por las configuraciones de barraje

sencillo, barraje sencillo seccionado, doble barraje un interruptor.

En virtud del buen desempeño de la configuración de barra principal y

transferencia convencional de la subestación Salitre, que es utilizado en

buena parte de las subestaciones pertenecientes a CODENSA S.A,. no

159

vemos la necesidad de implementar otro, el cual acarrearía grandes costos

de inversión que no serian justificables a este nivel de tensión. Lo más

aconsejable seria adoptar la nueva tecnología propuesta en materia de

relés numéricos y la implementación del sistema de teleprotecciones,

correctamente coordinada para el sistema de 115 kV, esto con el fin de

hacerlo más confiable y disminuir el tiempo de respuesta de las

protecciones.

5.2 DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN

El sistema de descargadores de sobretensión existente en la subestación

para las líneas de 115 kV, 57.5 kV, y transformadores en el lado de alta, es

de óxido de zinc.

figura 5.1 Esquema de comportamiento de la onda en un descargador de

sobretensión2

2 Aguilar Mercado, Robinson, Protecciones Eléctricas Ed. Marcombo 1995

160

5.3 RELÉS DE PROTECCIÓN

En la subestación se utilizan relés electromecánicos que si bien tienen un

mantenimiento fácil se debe considerar el tiempo que llevan allí instalados

y el sinnúmero de mantenimientos a que han sido sometidos, pero no es

solo sobre la base de su mantenimiento que se optó por el cambio de este

equipo; La necesidad de implementar un sistema de teleprotecciónes para

cumplir con las disposiciones de la Comisión de Regulación de Energía y

Gas CREG como es la resolución número 25 de 1995, la cual fija que todas

las fallas en las líneas de 115 kV, en Colombia sean despejadas en un

tiempo inferior a 120 milisegundos. Para cumplir con este requisito es

necesario adecuar las protecciones principales de las líneas.

Los relés de protecciones modernos cuentan con puertos de

comunicaciones que les permiten actuar tanto en forma local como

remota, además poseen varios contactos auxiliares para facilitar su

interacción con los demás elementos de la subestación.

En primer lugar se sugiere el cambio de los relés de distancia SLY 81

marca General Electric, que sirven de protección principal en las líneas de

115 kV: Colegio, El Sol, Fontibón, Morato, La paz y Calle 67, en los cuales

se presentan daños de funcionamiento de su tarjeta principal, la cual tiene

que ser reemplazada frecuentemente, sin que aun los encargados del

mantenimiento hayan encontrado el origen del problema, este relé se

puede reemplazar por el relé SEL 321.

5.3.1 Descripción del equipo SLY 81 ó relé de distancia

El relé tipo SLY81 es un relé trifásico de distancia de fases para zona 1 y 2

se encuentra disponible para dos rangos de ajustes:

161

• 0.1 á 4.0 Ω

• 0.75 á 3.0 Ω

Tiene una fuente de poder de 48 Vdc ó de 125 V c.c. La característica MHO

en el SLY 81 se obtiene de convertir las corrientes del relé en unas señales

de voltaje (IZ) combinando estas señales provenientes de la línea de voltaje

(V), y midiendo el ángulo entre ellos con las combinaciones apropiadas, se

obtienen las características deseadas.

Las corrientes son convertidas en señales (IZ) por medio de los

transductores (XA, XB, XC), que son reactores con vacíos de aire y con

arrollamiento secundario. El transductor esta conectado en el primario y

provisto de un TAP seleccionador de 0.1, 0.2 ó 0.4 ohmios para la

distancia corta ó 1.5, y 3 ohmios para la distancia más larga.

162

5.3.1.1 Tiempo de operación

El tiempo de operación es una función de la longitud de la línea a

proteger, de la impedancia y de la localización de la falla, la figura 5.2

muestra el rango de operación para zona 1 del relé.

FIGURA 5.2 Rango de operación para la zona 1 del SLY813

La figura 5.3 muestra el rango de operación para el mismo relé pero

cuando está calibrado para la segunda zona de protección.

3 Gráfica obtenida del manual de operación del relé SLY 81 facilitada por CODENSA S.A

163

Figura 5.3 Rango de operación para la zona 2 del SL Y814

5.3.1.2 Aspectos generales del relé SLY 81

El Relé tipo SLY 81 esta diseñado para operación continua en ambientes

con temperaturas que se encuentre entre -20° y 55° de acuerdo a la norma

ANSI C37.90 en consecuencia este relé no trabajará en forma eficiente en

temperaturas superiores a 65° centígrados. Los circuitos de corriente son

ajustados para 10 amperios rms continuos además tiene un segundo

ajuste de 250 amperios rms.

Estos relés están disponibles con cualquiera de los rangos cortos o largos

de acuerdo con la siguiente tabla

4 Figura obtenida del manual de operación del relé SLY 81 facilitado por CODENSA S.A

164

Tabla 5.1 Rango de impedancias para relés SLY 81 para impedancias cortas o largas5

TIPO ZR16

TAP DE DISTANCIA BASE IN

SECUENCIA POSITIVA (OHM)

ZR 7RANGO DE IMPEDANCIA EN

SECUENCIA POSITIVA(OHM)

CORTA 0.1

0.2

0.4

0.1 A 1.0

0.2 A 2.0

0.4 A 4.0

LARGA 0.75

1.5

3.0

0.75 A 7.5

1.5 A 15

3 A 30

5.3.1.2.1 Ajuste de la primera zona del relé.

La primera zona del relé se puede ajustar hasta en un 90% de la

impedancia de la línea, para ángulos de secuencia positiva que estén por

encima de 75° y se puede ajustar en un 85% de impedancia de la línea,

para ángulos de secuencia positiva por encima de 70°8. Para líneas con

ángulos menores a 70° es necesario recurrir al proveedor de los equipos.

Por lo tanto, se aplica la siguiente fórmula para hallar ZR9

( ) mariaLineapedanciaPineapedanciaLiZR Im*Im=

Selección de ZR1 (tap base de distancia). El tap más alto podrá ser

seleccionado si este es menor que ZR, en este caso el tap de 3 Ohm será el

adecuado para distancia larga (o zona 2) del relé.

5 obtenida del manual de operación del relé SLY 816 taps de distancia base en secuencia positiva medida en ohm7 distancia del relé en ohm8 Datos suministrados por el manual del fabricante.9 donde ZR distancia del relé en ohms.

165

Restricción de ajustes (10 % a 100 %). La restricción de ajuste se obtiene

de la siguiente formula:

5.3.1.2.2 Ajuste de la segunda zona del relé

La segunda zona del relé tiene el mismo cálculo que la primera zona pero

difieren en la distancia requerida. Además, se asume que la segunda zona

es un esquema de comparación direccional y que tiene un porcentaje

establecido de 125%:

( )%1001

×=ZR

ZRT

( )%1001

×=ZR

ZRT

166

5.3.2 Relé diferencial para transformador tipo12 BDD 16

Figura 5.4 Vista frontal y posterior de un relé Diferencial tipo BDD10

El relé diferencial tipo BDD es un relé diferencial para transformadores,

provisto de una unidad de restricción de armónicos. La restricción de

porcentaje permite suplir una discriminación o diferencias entre las fallas

internas y externas producidas por corrientes altas.

Cada Relé tipo BDD es una unidad para fase simple. El tipo BDD16 está

designado para ser usado para protección de transformadores de potencia

y tiene dos circuitos de restricción de corriente y un circuito diferencial de

corriente.

El porcentaje de corriente de un transformador y los taps de un relé

pueden ser seleccionados (ajustados), evitando así una sobrecarga en el

10 Figura obtenida del manual de ajuste del relé Diferencial Facilitado por CODENSA S.A

167

relé o en la corriente del transformador, o la posibilidad de perdida de

operación, a continuación se mencionan los criterios a la hora de utilizar el

relé tipo BDD:

• La corriente del CT no deberá exceder el rango térmico

establecido del arrollamiento secundario.

• La relación correspondiente al máximo kVA no deberá exceder en

más de dos veces el valor del TAP, ó el rango térmico del relé.

Características de porcentaje diferencial

Las características de porcentaje diferencial son provistas por unos

circuitos de restricción de corriente. Para la operación del circuito, cuando

el relé diferencial esta siendo energizado por la corriente de línea del

transformador, el relé esta equipado con un circuito de restauración que

es indirectamente energizado por las corrientes auxiliares del

transformador. Para que el relé opere la corriente secundaria del

transformador debe estar desbalanceada con un porcentaje mínimo

determinado por la curva de ajuste del relé.

168

Figura 5.5 Curva característica del ajuste del relé BDD11

Esta característica es necesaria para prevenir una falsa operación en

circulación de corrientes de falla, una alta saturación de corrientes del

transformador en el núcleo de este producirán cambios en los ajustes, con

el resultado que las corrientes que llegan al secundario son

desbalanceadas. El porcentaje de restricción es también requerido para

prevenir operaciones de corrientes desbalanceadas causadas por

imperfecciones de la máquina.

Se optó por el cambio de este relé dado que se presentó el daño de uno de

los módulos de transformación de 115/11.4 kV, debido a un desajuste en

la calibración del relé, si bien es cierto que el mantenimiento de este

equipo es relativamente fácil y básicamente consta de:

• Limpieza de los contactos: Para limpiar los contactos aunque el

fabricante recomienda utilizar una pieza de metal con una

terminación rugosa que facilite esta limpieza, actualmente se

11 Figura obtenida del manual de operación del relé Facilitado por CODENSA S.A

169

utiliza una lija suave para llevar a cabo esta operación. Pero una

de las desventajas de este procedimiento es sin duda alguna que

al usar un papel lija se pueden levantar partículas que con el

tiempo causan una corrosión en el material del relé, y por

consiguiente se va deteriorando el contacto de la superficie de los

contactos.

• Inspección visual: Esta consiste en la revisión periódica de los

equipos y consiste en bajar el equipo y revisar que no haya

ningún tipo de daño visual.

La utilización de estos equipos dentro de la empresa data de

aproximadamente 40 años, y si tenemos en cuenta la gran cantidad de

mantenimientos a que han sido sometidos y tomando como referencia el

daño de uno de los bancos de transformación ocasionado aparentemente

por una falla en estos relés (no se llevo acabo el análisis de las corrientes

del transformador), y ante la imposibilidad de estos equipos de tener un

puerto de comunicación para verificar su correcto funcionamiento desde el

centro de control hace más que necesario contar con un equipo que tenga

en el menor tiempo posible asistencia técnica ante fallas y que estas sean

detectadas en el menor tiempo posible.

Consideramos necesario el cambio de estos relés diferenciales tipo BDD16

por los equipos SEL 587 basándonos en las características de estos

últimos, los cuales cuentan con puerto de comunicación que permiten el

constante monitoreo de sus funciones, poseen una memoria que permite

visualizar en forma gráfica y fasorial las últimas fallas del equipo y de esta

forma prevenir futuras fallas en el equipo, se cuenta también con un

Software encargado de reprogramar el equipo sin necesidad de

desmontarlo del tablero, programación que será tarea exclusivamente de

los ingenieros del departamento de protecciones.

170

5.3.3 Inversión económica de los relés propuestos

La parte de la inversión económica juega un papel muy importante a la

hora de determinar la posible viabilidad para la utilización de los equipos

SEL, es así como se deben determinar los costos reales si se quisiera

realizar el cambio de equipos propuestos por el trabajo.

5.3.3.1 Inversión

Se hace énfasis a los costos de los diferentes equipos incluyendo la mano

de obra para su instalación.

Tabla 5.2 Inversión fija

CONCEPTO UNIDADES VALOR UNIDAD

U$

TOTAL

U$

Relé SEL-321 para la protección de

líneas

6 U$11.000,00 U$66.000,00

Relé SEL- 587 Protección de los

transformadores

U$11.000,00 U$66.000,00

Procesador de comunicaciones SEL2020 1 U$12000,00 U$12.000,00

Inversión de capital de trabajo

Tabla 5.3 Inversión capital de trabajo12

CONCEPTO UNIDADES VALOR POR UNIDAD

U$

TOTAL

U$

Instalación por relé SEL-

321

6 U$2.500,00 U$15.000,00

Instalación por relé SEL-

587

6 U$2.500,00 U$15.000,00

Instalación SEL-2020 1 U$5.000,00

12 Datos proporcionados por CODENSA S.A

171

Inversión total

En el siguiente cuadro se puede observar la inversión total que se necesita

para llevar a cabo el reemplazo de los equipos actuales por los SEL.

El valor de los costos puede verse afectado por la disponibilidad o no del

diseño de las protecciones en la subestación o variaciones en las

especificaciones de los equipos.

Tabla 5.4 Inversión total

CONCEPTO TIEMPO DE ENTREGA TOTAL U$

Inversión fija 1 semana U$144.000,00

Inversión de capital de trabajo 11 semanas U$27.500,00

Inversión total 12 semanas U$138.500,00

5.3.4 Recomendaciones

Al realizar el anterior estudio se pudo comprobar que los equipos con

tecnología de microprocesadores permiten integrar sistemas con varias

funciones de automatización y adquisición de datos, obteniendo beneficios

a costos mínimos.

Dentro de los beneficios observados encontramos:

• Por medio de estos equipos (SEL) es posible verificar la correcta

operación de todos los sistemas de la subestación.

• Con estos equipos se puede tener acceso a información de eventos

presentados tiempo atrás, es decir que se cuenta con la posibilidad de

llevar a cabo un análisis del sistema en el momento que sea necesario

(ver anexo G).

172

• Se reduce en gran parte el cableado entre paneles del sistema de

control y el número de elementos instalados en campo y en el edificio

de control local, ya que se tienen sistemas de protección y medición

integrados13.

• Una de las ventajas que presentan los equipos SEL, es el poco espacio

que ocupan dentro de los tableros, y para su instalación en la

subestación Salitre, no será necesario recurrir a tableros nuevos como

se muestra en el anexo F.

• Con estos equipos se logra una interacción de diferentes equipos

(marcas, modelos) permitiendo la utilización de gran variedad de

equipos y la reutilización de equipos previamente instalados

.

• Se logra establecer una red de computadores que integra

funcionalmente todas las subestaciones interconectadas, logrando

reunir información para la toma de decisiones en tiempo breve.

• También se confirma como todas las funciones desarrolladas por los

relés electromecánicos pueden ser desarrollados por los relés digitales

con mejores características entre ellas se encuentran mayor precisión,

rapidez, flexibilidad, y debido a la eliminación de elementos mecánicos

los cuales producen en la protección desgastes innecesarios, no tienen

necesidad de mantenimiento y en la mayoría de los casos grandes

ventajas económicas.

13 En el anexo F se aprecia la instalación de los equipos SEL, y su distribución dentro de las celdas.

173

• Sin embargo seria recomendable que los procesadores de

comunicaciones SEL-2020 contaran con memoria Flash capaz de

almacenar mucha más información de incidencias, sin importar el

tiempo exacto de la falla, o el tiempo en que haya ocurrido

5.4 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

En lo que se refiere a transformadores de corriente, se presenta en las

líneas de 115 kV: San Facon, Fontibon, Colegio, Morato y El Sol una

inadecuada utilización de estos instrumentos, donde a un solo núcleo del

transformador de dos núcleos se le conectan instrumentos de protección

(relé de distancia, relé de sobrecorriente direccional tanto principal como

de respaldo, relé de sobrecorriente), y simultáneamente los instrumentos

de medida de la línea (tres amperímetros, watimetros, varimetros).

Técnicamente esta configuración no es correcta, debido a que un núcleo

diseñando para medida, tiene un nivel de saturación diferente al de un

núcleo diseñando para protección. Esta situación puede provocar que

cuando el núcleo de medida se sature, la protección no actúe en forma

correcta, además todas las protecciones tanto principales como de

respaldo de la línea, dependen exclusivamente de este único núcleo

La línea Calle 67 cuenta con CT’s de cuatro núcleos (ver figura), los cuales

se encuentran correctamente seleccionados y diferenciados para servir

tanto a los propósitos de medida como de protección de la línea.

De acuerdo con lo anterior, sugerimos el cambio de los CT’s de dos núcleos

correspondientes a las líneas antes mencionadas, por una configuración

igual a la de la línea Calle 67. En total serian quince transformadores que

se deberían reemplazar.

174

Figura 5.6 Esquema de protección de la línea de 115 kV Calle 67

175

5.5 MALLA DE PUESTA A TIERRA

La malla de la subestación Salitre, según la información recolectada fue

modificada en el año de 1963 para agregarle el tercer modulo de

transformación (ver anexo C), en ese momento la corriente de falla era

apenas de algo mas de 14 kA, desde entonces el sistema ha venido

creciendo y por ende la corriente de falla, la cual hoy se ubica en casi

22kA, teniendo en cuenta que generalmente se diseña la puesta a tierra

con una proyección de 15 años y sumado a la degradación que puede

haber sufrido la malla por acción de las ondas de choque producidas por

las fallas y por los efectos químicos del suelo, realizamos un rediseño a la

malla en el capitulo 3 de este trabajo.

Para proteger los equipos sensibles (computadores, relés numéricos,

equipos de comunicación, etc.) recomendamos instalar una bobina de

choque para interconectar la tierra de la subestacion con la de la sala de

control.

La bobina de choque14 cumpliría con los siguientes objetivos:

• Reducir la interferencia en equipos sensibles de ondas de alta

frecuencia originadas por rayos, contactores, motores y redes de

energía.

• Mantener la equipotencialidad entre sistemas de puesta a tierra en

el funcionamiento normal,

• Aislar los sistemas de puesta a tierra en caso de falla, protegiendo

especialmente los equipos sensibles.

La bobina de choque presenta baja resistencia, casi cero en servicio

normal, y presenta alta impedancia X = 2ΠfL ante ondas de choque o

14 Información suministrado por el Ingeniero Fabio Casas Ospina ( Segelectra)

176

impulsos de alta frecuencia que se presentan el los sistemas de puesta a

tierra.

Las ubicaciones recomendadas son;

• Entre las tierras de los descargadores de sobretensión de

subestación

• Entre las tierras de subestación y equipo sensible.

• Entre las tierras de los descargadores de sobretensión y equipos

sensibles.

• Junto a descargadores de sobretensión.

Se deben montar sobre aisladores que garanticen su protección contra la

humedad, el calor excesivo y los golpes. Las soldaduras deben ser con

soldadura exotérmica o conectores que cumplan la norma IEEE 83715.

5.6 PROTECCIÓN DE CIRCUITOS DE 11.4 kV

El sistema de protección de los circuitos de distribución ha presentado un

funcionamiento eficiente en el momento de despejar las fallas, estas se han

presentado en los circuitos de distribución propiamente dichos, los cuales

aun no se encuentran en un optimo estado de mantenimiento. Esto unido

a la gran sensibilidad de los relés electrónicos acarrearía un aumento en

las interrupciones en el servicio de energía a los usuarios y perdidas para

la empresa

Debido a esto no recomendamos la implementación de la nueva tecnología

en esta parte de la subestación, hasta tanto no se tengan unos circuitos de

distribución óptimos.

15 Norma IEEE referente a soldaduras y conexiones para diseño de malla de puesta a tierra.

177

5.7 TABLEROS

Una de las ventajas que presentan los equipos SEL, es el poco espacio que

ocupan dentro de los tableros y para su instalación en la subestación

Salitre, no será necesario recurrir a tableros nuevos como se muestra en el

anexo F, estos se pueden instalar en los tableros existentes, pudiéndose

conectar en paralelo con los equipos electromecánicos y manejando de esta

forma las mismas señales.

CAPITULO 6

CONCLUSIONES

• Una de las dificultades que se han observado en el sistema de

protecciones de la empresa es que no dispone de una definición precisa,

unica y escrita de los criterios que se deben utilizar para la selección y

ajuste de las protecciones, que sean fruto de un estudio detallado, no

solo de una subestación sino de la coordinación de protecciones de todo

el sistema de 115 kV. El resultado es la no utilizacion de criterios

unificados de modo que obtener una coordinacion adecuada ha sido

dificil de lograr.

• La implementacion del sistema de teleprotección correctamente

coordinado para el sistema de 115 kV, seria la medida más adecuada a

implementar, con el fin de hacerlo más confiable y disminuir el tiempo

de respuesta de las protecciones.

• La utilización de los equipos electromagnéticos de protección dentro de

la empresa en muchos casos, supera los cuarenta años y ante la

imposibilidad de estos equipos de contar con un puerto de

comunicaciones para verificar su correcto funcionamiento no es posible

poner en marcha el sistema de teleprotección en la empresa.

• Generalmente se diseña una malla de puesta a tierra con una

proyección a 15 años; teniendo en cuenta el crecimiento o ampliación

del sistema eléctrico y la degradación que puede afectarla, bien sea por

179

ondas de choque producidas por las fallas ó por los efectos químicos del

suelo, y si se le suma a ésto que fabricantes de equipos sensibles

recomiendan tierras correctamente diseñadas para evitar que a dichos

equipos les lleguen perturbaciones provenientes del sistema, se hace

necesario su adecuación y la programación de mediciones de su

resistencia en intervalos de tiempo no superiores a seis meses para un

correcto mantenimiento.

• En virtud del buen desempeno de la configuración de barra principal y

de transferencia convencional de la subestación Salitre, utilizado en la

mayoria de las subestaciones petenecientes a CODENSA, no vemos la

necesidad de implementar otro, pues acarrearia grandes costos de

inversión que no serian justificables a este nivel de tensión.

• Basandose en las características de los equipos SEL, como son su

puerto de comunicación que permite el constante monitoreo de sus

funciones, la memoria que facilita obtener un informe detallado de los

eventos del sistema (bien sea en forma de reporte, gráfico o

fasorialmente), asi como el software que permite reprogramarlo sin

necesidad de ser desmontado del tablero, podemos afirmar que el

sistema integrado de medida, control y protección asegurará una mayor

eficiencia y seguridad comparado con el actual.

• Los relés SEL han sido instalados en subestaciones de la empresa

donde han demostrado un buen desempeño; ésto sumado al costo

inferior frente a otras marcas reconocidas en el campo eléctrico como

ABB, SIEMMENS, WESTING HOUSE etc, lo ubican como la opción más

favorable para reemplazar los relés electromecánicos.

180

• Los relés modernos pueden actuar tanto en forma local como remota,

además poseen varios contactos auxiliares para facilitar su interacción

con los demás elementos de la subestación.

• Tecnicamente no es correcto el uso de un solo núcleo de un CT o PT

para realizar funciones de medida y protección simultaneamente, pero

este fenomeno se aprecia en la subestación y puede no ser el único

caso.

• La instalacion de relés electrónicos hace necesaria la adecuación del

sistema de puesta a tierra y la instalación de equipos adicionales que

les eviten daños y perturbaciones( bobinas de choque).

• Los reles “SEL”, se presentan como la opción más favorable para

reemplazar los reles electromagnéticos debido a :

1. su menor costo frente a otras marcas.

2. han sido instalados por parte de la empresa en la subestación

Bolivia y presentan un buen desempeño.

3. los nuevos relés son compatibles con los ya instalados.

• Este trabajo es la base para futuros estudios que tengan como fin

realizar modificaciones en campos como, refuerzo de los diferentes

sistemas de puesta a tierra de cualquier otra subestación de la

empresa , actualización de equipos de protección y cambios en los

instrumentos de medida y control.

181

• Los levantamientos, asi como mediciones efectuados en terreno y la

utilización de nuevas herramientas, nos dieron la oportunidad de

complementar los conocimientos teóricos adquiridos.

182

BIBLIOGRAFIA

AGUILAR M, Robinson Protecciones eléctricas. Editorial Marcombo 1995

CODENSA S.A Plan director de sistemas técnicos. Bogotá D.Coctubre de 1998.

DIAZ, Alexander Normalización de alarmas en el SOE para análisisde seguridad de la red de 115 kV de la EEB.Universidad Nacional de Colombia 1996.

EBB Manual del operador de distribución del centro decontrol. Bogotá 1997.

ENRIQUEZ, Gilberto. Fundamentos de protección de sistemas eléctricospor relevadores. Editorial Limusa. España 1992.

ENRÍQUEZ H. Gilberto Protección de instalaciones eléctricas industrialesy comerciales, Noriega ed, 1991

ESPINOSA C, Duban Elaboración del manual de mantenimientosistemático y condicional predictivo del relé dedistancia epoch, equipo de operación manual ycomputacional. Universidad de la Salle.1997.

FINK, Donald. Manual de ingeniería. Editorial McGraw Hill. Tomo3. México 1996.

GERS, J Manuel Aplicaciones de protecciones eléctricas a sistemasde potencia. Editorial Univalle. Cali 1993.

RAMIREZ, Carlos Introducción a los relés de protección, Ed. Limusa1998

ICONTEC pararrayos, recomendaciones para selección y uso,Norma Técnica Colombiana 4616, 1999

183

RAS Oliva Enrique Transformadores de potencia de medida y deprotección, ed. Técnicas Marcombo, 1972

RODRIGUEZ M, Julio Implantación de un sistema de control digital enuna S/E convencional. Universidad de la Salle,1998

ZAMUDIO Q, Orlando Protecciones contra sobretensiones ocasionadas

por descargas atmosféricas en transformadores de

distribución, Universidad de la Salle, 1997.

Mejoramiento del sistema de medida, control y protección ...

Documents

Transcript of Mejoramiento del sistema de medida, control y protección ...