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].
205
Embed
Mejoramiento del sistema de medida, control y protección ...
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
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].
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
2.2.2.1 Operación del interruptor 44
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
2.2.5.2 Operación del interruptor 51
2.2.6 Seccionadores 115 kV 52
2.2.6.1 Descripción 54
2.2.7 Seccionadores 57.5 kV 54
2.2.7.1 Descripción 56
2.2.8 Cuchillas de puesta a tierra para 115 kV 57
2.2.8.1 Descripción 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
2.2.9.3 Descripción 61
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 Descripción de equipos 113
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 Descripción de equipos 115
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 Descripción de equipos 127
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
4.7.2 Comunicaciones 148
4.7.3 Generación de informes de fallas 148
4.8 RELE SEL-251 PROTECCIÓN DE CIRCUITOS DEDISTRIBUCIÓN
149
4.8.1 Características de protección 149
4.8.2 Comunicaciones 149
4.8.3 Generación de informes de fallas 150
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
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
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
4.7.2 Comunicaciones
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
4.8.2 Comunicaciones
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
El relé SEL-587 posee los siguientes indicadores (LED) con sus respectivas
condiciones de iluminación (o activación).
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
INDICADOR CONDICIONES DE ACTIVACIÓN
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
El relé SEL-251 posee los siguientes indicadores (LED) con sus respectivas
condiciones de iluminación (o activación).
Tabla 4.4 SEL-251condiciones de iluminación de los indicadores del relé 15
INDICADOR CONDICIONES DE ACTIVACIÓN
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
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.