Análisis de operaciones incorrectas

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