Proteccion Diferencial Barras

JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012

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ANÁLISIS, REVISIÓN Y PRUEBA DE ESQUEMA DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL

DE BARRAS ANTE OPERACIONES NO SELECTIVAS

Mario David Pastrana I.

Analista de Análisis Operativo

Grupo de Estudios de Operación Dirección Gestión de la Operación

ISA-Colombia [email protected]

Jhon Albeiro Calderón S.

Especialista Operación Red

Grupo de Estudios de Operación Dirección Gestión de la Operación

ISA-Colombia [email protected]

CATEGORÍA.

SISTEMAS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y TELECOMUNICACIONES RESUMEN.

El objetivo de este trabajo es presentar el análisis, revisión del diseño, instalación, ajustes y operación del Esquema de Protección Diferencial de Barras (87B) de la Subestación Betania 230kV ante su operación indeseada durante fallas externas a la zona de protección. Se destaca en este trabajo la identificación de la causa raíz de las operaciones indeseadas, la implementación de las medidas remediales, mejoras y el procedimiento de pruebas y puesta en servicio final del esquema. El análisis de las operaciones indeseadas se desarrolla a partir de los registros de eventos. Inicialmente, se revisa el diseño y las características técnicas de los equipos asociados. Mediante simulación digital, se validan los ajustes implementados y la operación del esquema. Posteriormente, se hacen verificaciones en sitio mediante la inyección primaria de corrientes y pruebas funcionales. Finalmente, se implementan soluciones a partir de la identificación de la causa raíz y se hace la puesta en servicio final de todo el sistema. Cabe resaltar que posterior a la puesta del servicio, han ocurrido eventos reales que validan la efectividad de las medidas remediales y mejoras implementadas. Se pretende exponer la metodología de análisis y pruebas realizadas, su utilidad para usar en otros puntos del sistema, soluciones finalmente implementadas, lecciones aprendidas y buenas prácticas de este proceso. PALABRAS CLAVES.

Simulación Digital, Pruebas y Puesta en servicio, Esquema de protección Diferencial de Barras (87B), Protecciones Eléctricas, Subestaciones, Sistemas de Potencia.

INTRODUCCIÓN Debido a que los Sistemas de Potencia modernos son cada vez más robustos y complejos, los esquemas de protección deben garantizar que una falla sea despejada lo más rápido posible, conservando los criterios de selectividad, seguridad y fiabilidad. Esto con el objetivo de garantizar la seguridad del medio ambiente, las personas, los equipos y reducir el impacto sobre el sistema mismo. En el caso particular de una falla en barras de una subestación de energía eléctrica, normalmente se presentan grandes corrientes de cortocircuito que pueden generar esfuerzos eléctricos y mecánicos importantes sobre todos los equipos instalados en

la subestación, así como poner en riesgo la seguridad de las personas y la estabilidad del sistema. Esto sugiere la implementación de un sistema de protección de barras apropiado: fiable y seguro, absolutamente selectivo, rápido, sensible para la detección de fallas internas y estable ante fallas externas. Una omisión de operación o un disparo indeseado ante falla externa de este esquema de protección, puede ocasionar un enorme impacto sobre el Sistema de Potencia. Con este trabajo se expone una metodología para la solución de un problema típico de operación indeseada de una protección diferencial de barras, buscando identificar la causa raíz a partir de los

mailto:[email protected]


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registros de los eventos y la información técnica del sistema. A continuación se crean hipótesis que expliquen el evento, se exploran las hipótesis mediante simulaciones, verificaciones y pruebas en sitio, se plantean las acciones correctivas y mejoras identificadas. Finalmente, una vez implementadas las acciones, se continúa supervisando y evaluando el desempeño del sistema en la operación.

1 GENERALIDADES DEL SISTEMA Y EVENTOS

La Subestación Betania 230kV está ubicada en el suroccidente de Colombia, específicamente en el departamento de Huila. Constituye una subestación principalmente de generación (3x180 MW), sin embargo cumple además funciones de interconexión y distribución. Se encuentra integrada al Sistema de Transmisión Nacional (STN) a través de las subestaciones San Bernardino (Cauca), Mirolindo o Ibagué (Tolima), Altamira (Huila) y Jamondino (Nariño). Adicionalmente se interconecta con el Sistema de Transmisión Regional (STR) a través de dos bancos de transformación 230/115kV (2x150 MVA). Desde la Subestación Betania 115kV se atiende la demanda de Huila. En la Grafica 1 se muestra el diagrama unifilar del área de influencia. En virtud de su ubicación geográfica y la posición eléctrica de esta subestación en el STN, se convierte en un punto estratégico para la interconexión con el sistema de Ecuador.

Fuente: Tomado de [10]

Gráfica 1. Diagrama Unifilar área de influencia

Subestación Betania 230kV

1.1 GENERALIDADES SUBESTACIÓN BETANIA 230KV

La subestación Betania fue inicialmente construida al mismo tiempo que la central de generación (1987). Tanto la subestación como la central pertenecían a Central Hidroeléctrica de Betania S.A. Con la restructuración del Sector Eléctrico Colombiano, la central de generación fue adquirida por el grupo ENDESA (1996) y la subestación por Corficolombiana S.A. Mediante convocatoria pública UPME, en 2007 la EEB puso en servicio las bahías de línea hacia las subestaciones Altamira y Jamondino. Finalmente en 2008, ISA adquirió la parte de la subestación perteneciente a Corficolombiana S.A. Actualmente ejercen propiedad sobre la subestación los siguientes agentes: ISA, EMGESA (Grupo ENDESA), EEB y CONDENSA. En la Grafica 2 se muestra el Diagrama Unifilar y la distribución de propiedades. Como se puede concluir de lo anterior, la subestación Betania se ha caracterizado por tener históricamente diferentes propietarios y a su vez multipropiedad, lo cual ha hecho que dentro de la misma subestación se encuentren equipos de potencia, control y protección con diferentes características técnicas entre sí. Adicionalmente diferentes filosofías de diseño y operación, esquemas de protección y control no normalizados según criterios de confiabilidad y valoración integral de la criticidad e importancia de esta subestación para el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

1.2 GENERALIDADES ESQUEMA DE PROTECCIÓN 87B BETANIA 230KV

El esquema de protección diferencial de barras de la subestación Betania 230kV está compuesto por tres zonas de protección: Zona 1 (Sección 1 barra principal-87Z1), Zona 2 (Sección 2 barra principal-87Z2) y Zona 3 (barra de transferencia-87ZT). Estas zonas están protegidas por un relé diferencial porcentual SIEMENS 7SS6010 (una unidad de procesamiento para proteger las tres fases). Adicionalmente se tienen una Zona de comprobación (87ZC) protegida por un relé de alta impedancia SIEMENS 7VH6002 (una unidad de procesamiento por cada fase). En la Grafica 3 se muestra un esquema simplificado de conexión 87B 7SS60. En la Grafica 4 se muestra un esquema simplificado de conexión


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87B 7VH60. Con la implementación de diferentes zonas de protección, se logra una selectividad adecuada al garantizarse el disparo solo en los campos conectados a la sección de barra fallada. La implementación de una zona de comprobación

aumenta la seguridad del sistema, ya que para un disparo se debe garantizar la operación simultánea de la zona de protección y de la zona de comprobación.


Gráfica 2. Diagrama Unifilar Subestación Betania 230kV


Gráfica 3. Esquema de conexión 87B 7SS60


Gráfica 4. Esquema de conexión 87B 7VH60

Para la unidad de procesamiento 7SS60, la corriente diferencial (Id) y la corriente de restricción (IR) se arma de manera externa con ayuda del módulo auxiliar 7TM70. Este a su vez utiliza como señales de entrada las corrientes monofásicas que le entregan los CT’s de interposición 4AM5120. Estos CT’s de interposición hacen una suma asimétrica ponderada (diferentes relaciones de transformación para cada fase) de las corrientes de fase de cada uno de los campos para generar una corriente monofásica equivalente. En la Grafica 5 se muestran las conexiones recomendadas por el fabricante para estos CT’s de interposición. Durante los disparos indeseados se tenía la conexión de Sensibilidad normal para corrientes a tierra. Para la medida del relé 7VH60, se realiza una sumatoria externa de corrientes por cada fase con la conexión en paralelo de los CT’s asociados a los campos conectados a la barra a proteger. La corriente resultante es llevada al relé de alta impedancia para ser convertida en una señal de tensión. La operación del relé se consigue cuando el voltaje interno medido supera un umbral de ajuste. Dependiendo de la instalación existente, en algunos casos es necesario instalar “resistencias de estabilización” para disminuir la tensión final


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medida por la unidad de procesamiento durante fallas externas.


Gráfica 5. Conexiones recomendadas CT’s

interposición 4AM5120

Algunos de los requerimientos y limitantes de este esquema de protección se resumen a continuación:

No es selectiva (por ejemplo para configuraciones de BP+T o 2BP) por sí misma. Se requiere conmutación externa de corrientes para adaptación a diferentes topologías o instalación de una unidad de procesamiento para cada zona de protección.

Se requieren dos equipos diferentes para la implementación del esquema: zona de protección + zona de comprobación. Se requieren dos núcleos de protección independientes en los CT’s de cada una de las bahías.

Interdisparos a través de relé repetidor (86). Esto disminuye la confiabilidad del esquema.

Es necesario hacer una sumatoria externa de corrientes previo al procesamiento en los relés.

No se tienen registros independientes de las corrientes de falla por cada campo durante un evento. Esto dificulta el análisis de perturbaciones y la evaluación post-operativa.

Todos los CT’s principales deben estar conectados en la misma relación de transformación.

Todos los CT’s deben estar instalados y conectados con la misma polaridad primaria y secundaria.

Todos los CT’s principales deben tener características de saturación, resistencias internas y cargas secundarias semejantes.

Se requiere CT’s de interposición. Esto constituye otro punto de falla que afecta la

confiabilidad del esquema.

Los CT’s de interposición deben ser conectados de manera similar para todos los campos, manteniendo las proporciones indicadas en la Grafica 5.

Este esquema de protección no dispone de algoritmos para detección de la saturación de CT’s.

Para el caso de la diferencial de alta impedancia, no se tiene una característica de operación porcentual. Esto la hace propensa a operaciones indeseadas durante fallas externas debido a los errores de medida en los CT’s.

Para el caso de la diferencial de alta impedancia, no se tiene gestión remota de protecciones ni generación de oscilografías. Esto dificultad el análisis de eventos.

Puede presentar limitaciones para ampliaciones futuras

1.3 EVENTOS Y ANOMALÍAS

Se han presentado dos operaciones indeseadas durante fallas externas del esquema de protección 87B en la Subestación Betania 230kV [8].

14.11.08 (20:32): Este evento correspondió a una falla monofásica fase B a 2.8 km en el circuito Betania- Altamira 115 kV.

29.01.09 (10:41): Este evento correspondió a una falla bifásica A-B por ruptura de la bajante de la fase B en la conexión de la Unidad de Generación 1.

2 MODELAMIENTO DEL ÁREA DE INFLUENCIA EN EMTP/ATP-ATPDRAW

Se desarrolló un modelo detallado en EMTP/ATP-ATPDraw del área de influencia y del esquema de protección diferencial de barras Betania 230kV con el objetivo de usarlo para: análisis de los eventos mencionados en 1.3, verificación del desempeño de los CT’s ante fallas externas a la zona de protección, análisis de la operación del esquema de protección 87B, revisión de los ajustes implementados durante las anomalías y la validación de los ajustes recomendados para la puesta en servicio final del esquema. Se modeló el área de influencia en los escenarios


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de demanda máxima y demanda mínima para el año 2011, característica de saturación de los CT’s instalados, características y conexionado de los CT’s de interposición y las características de operación protecciones 87Z1, 87Z2, 87ZT y 87ZC.

2.1 METODOLOGÍA DE REDUCCIÓN DE RED A PARTIR DE LA BASE DE DATOS DEL SISTEMA EN DIGSILENT POWERFACTORY [14]

Al interior del Grupo ISA se dispone de bases de datos detalladas del SIN. Estas bases de datos representan modelos de simulación en DIgSILENT PowerFactory que son usadas para planeación, despacho, estudios eléctricos y estudios de protecciones. Con esta herramienta se pueden correr flujos de potencia, cortocircuitos, hacer estudios de estabilidad, análisis transitorios y confiabilidad, entre otros. Tomando estas bases de datos y usando la herramienta Network Reduction implementada en DIgSILENT PowerFactory V14.0, se logra una reducción de todo el SIN hasta llegar a un área de influencia específica de estudio. Con esta herramienta el SIN es dividido en dos claramente partes delimitadas por una frontera: región interna (área de influencia específica de estudio) y región externa (lo que se quiere reducir). La herramienta Network Reduction reduce la región externa y deja intacta la región interna. En cada barra frontera, calcula un Equivalente de Thevenin y define unas “líneas ficticias” entre las barras fronteras con el fin de balancear el flujo de potencia y sintonizar el cortocircuito en todas las barras. Al final se obtiene una red reducida que representa todo el sistema. En EMTP/ATP-ATPDraw se realiza el modelamiento detallado de todos los equipos pertenecientes al área de influencia: líneas de transmisión, transformadores de potencia, reactores, condensadores, generadores y cargas. Los equivalentes de Thevenin en las barras fronteras y las “líneas ficticias” se representan usando los Modelos de Librería disponibles en ATPDraw. La metodología es presentada en la Grafica 6. En resumen se tienen los siguientes pasos:

Definición de la frontera para delimitar la región interna.

Reducción de Red Equivalente. Se generan los equivalentes de Thevening y las “líneas ficticias”.

Los equivalentes de Thevening y las “líneas

ficticias” se cargan en una macro en Excel con la cual se “traducen” a un formato leíble por EMTP/ATP (Fortran).

Modelamiento detallado en EMTP/ATP-ATPDraw del área de influencia.

Desde EMTP/ATP-ATPDraw se cargan los archivos planos que representan los equivalentes de Thevenin y las “líneas ficticias”.

Sintonización de Modelos. Verificar que los flujos de potencia por cada una de las líneas y los niveles de cortocircuito en cada una de las barras obtenidos en EMTP/ATP-ATPDraw sean similares a los obtenidos con el sistema completo en DIgSILENT PowerFactory V14.0.

Fuente: Elaboración propia.

Gráfica 6. Metodología de Reducción de Red y

Modelamiento en EMTP/ATP-ATPDraw

Esta metodología permite obtener una actualización semi-automática del área de influencia para cualquier condición operativa, escenario de demanda, o escenario de planeación.

2.2 MODELAMIENTO DEL ÁREA DE INFLUENCIA Y ESQUEMA 87B

Una porción del modelo en EMTP/ATP-ATPDraw se muestra en la Grafica 7. La gráfica muestra las “líneas ficticias” y los equivalentes de Thevenin en los extremos remotos de la subestación. Para cada uno de los campos se modelan los CT’s principales considerando su relación de transformación, la característica de saturación, resistencia interna y los cables de conexión desde el equipo en patio hasta el tablero de protección 87B. Para esto se tuvo en cuenta la referencia [7]. De igual modo fueron modelados los CT’s de interposición teniendo en cuenta la conexión


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implementada en sitio. Se modeló de manera simplificada el esquema de protección de barras (zona de operación y zona de comprobación). Para esto se tuvo en consideración la instalación en sitio de todo el esquema, las

características de operación y las ecuaciones definidas por el fabricante en las referencias [3], [4], [5] y [6].


Gráfica 7. Modelo en EMTP/ATP-ATPDraw

3 ANÁLISIS DE EVENTOS Y REVISIÓN ESQUEMA DE PROTECCIÓN 87B BETANIA 230KV

A partir de los registros de eventos y la información técnica disponible, se buscó determinar la causa raíz de las anomalías presentadas y la determinación de correctivos y/o mejoras al esquema de protección 87B.

3.1 ANÁLISIS EVENTO 14.11.08 – 20:09

Teniendo en cuenta las condiciones operativas en el momento del evento y la topología de la red, este evento se puede reproducir haciendo una falla monofásica Fase B en la barra de 115kV con una resistencia de aproximada de 6.5 Ohmios. Durante este evento se presentó operación de la protección 87BZ1 y 87BZC. Los registros del relé 87BZ1 se muestran en la Grafica 8. Se registró una corriente diferencial Id de 0.394 A y una

corriente de restricción IR de 0.72 A. Las corrientes Id e IR simuladas se muestran en la Grafica 9. Se obtiene una corriente Id de 0.000518 A y una corriente de restricción IR de 0.36 A.


Gráfica 8. Corrientes Id e IR registradas por el relé

7SS60 87BZ1.

Mostrando en un mismo plano la característica de operación de la protección según los ajustes en el momento de la falla (Id>=0.2 y k=0.3) y los puntos


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simulados y medidos se obtienen los resultados mostrados en la Grafica 10. Como se puede observar en la Grafica 10, los puntos de operación simulado y medido tienen valores cercanos de corriente de restricción, sin embargo la corriente diferencial medida es mucho mayor que la corriente simulada.


Gráfica 9. Corrientes Id e IR simuladas relé 7SS60

87BZ1


Gráfica 10. Corrientes Id e IR simuladas y medidas

Evento 14.11.08 – 20:09

Algunas de las hipótesis (no consideradas en el modelo de simulación) para explicar esta diferencia pueden ser:

Uno o varios de los CT’s principales están instalados con polaridad primaria o secundaria invertida.

Diferencia entre si para las relaciones de transformación de los CT’s principales.

Diferentes conexiones o relaciones de transformación en los CT’s de interposición.

Errores en las medidas de los CT’s principales y/o CT’s de interposición.

Presencia de saturación en alguno de los CT’s principales debido a las relativamente altas

corrientes presentadas ante una condición de falla.

Problemas en los algoritmos de operación del relé 87BZ1 y 87BC.

CT’s principales con diferentes características técnicas: características de saturación, resistencia interna y resistencia de conexión desde el equipo en patio hasta el relé de protección.

Ajustes no adecuados en los relés 87BZ1 y 87BC.

Problemas de diseño en la concepción e implementación del esquema.

Esquema de protección diferencial de barras no adecuado para esta subestación, teniendo en cuenta su criticidad, topología y condiciones operativas.

Algún problema de cableado en el esquema.

No obstante, los resultados medidos y simulados muestran que durante este evento se tiene una corriente de restricción muy baja. Conviene indicar, que el diseño y la operación adecuada de una diferencial de barras debe ser tal que ante una falla externa, la corriente de restricción sea lo suficientemente grande para llevar el punto de operación a la zona de bloqueo (debajo de la pendiente) y evitar con ello que los errores de medida, precisión de los CT’s y la saturación de los mismos, faciliten un disparo indeseado de la protección. En este concepto se basa la razón de ser de la característica de operación de la protección diferencial porcentual. Véase que ante una falla externa, aunque los errores de medida permitan una corriente diferencial por encima del umbral de ajuste, la alta corriente de restricción no permite que el punto de operación entre a la zona de disparo y se quede siempre en la zona de bloqueo de la característica de operación porcentual. Tal como se indicó en 1.2., la conexión de los CT’s de interposición durante este evento era la de Sensibilidad normal para corrientes a tierra. Según la Grafica 5, con esta conexión se tiene la menor relación de transformación para la Fase B (precisamente la fase fallada durante este evento). Con la conexión de Sensibilidad incrementada para corrientes a tierra se observa que la relación se triplica, esto es, se pasa de una relación de transformación de 1:500 a una relación de


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transformación de 3:500. De lo expuesto anteriormente se infiere que cambiando la conexión de los CT’s de interposición de Sensibilidad normal para corrientes a tierra a Sensibilidad incrementada para corrientes a tierra, aumentaría la corriente de restricción medida por el relé y en tal caso, con la misma corriente diferencial, el punto de operación pasaría a la zona de bloqueo debajo de la característica porcentual de operación. Usando el modelo de simulación presentado en 2.2 pero considerando la conexión de los CT’s de interposición en la Sensibilidad incrementada para corrientes a tierra, se obtienen las corrientes Id e IR presentadas en la Grafica 11.


Gráfica 11. Corrientes Id e IR simuladas relé 7SS60

87BZ1. Sensibilidad Incrementada.

La corriente diferencial Id se mantuvo en valores muy pequeños, sin embargo la corriente de restricción IR subió de 0.36 A a 0.78 A.


Gráfica 12. Efecto de la conexión de los CT’s de

interposición sobre la corriente IR.

Tal como se ilustra en la Gráfica 12, con el cambio de conexión se lleva el punto de operación de A (zona de disparo) a B (zona de bloqueo). Esto, en consecuencia, mejora la estabilidad de la protección ante falla externa considerando los errores en las medidas y la saturación de los CT’s. Adicionalmente, este cambio en la conexión, mejora la sensibilidad de la protección para la detección de fallas internas.

3.2 REVISIÓN DISEÑO E INSTALACIÓN

Con el fin de identificar la causa raíz y prevenir la recurrencia de disparos indeseados, se revisó el diseño del esquema. Se verificó en planos la polaridad y la relación de transformación de los CT’s principales. Adicionalmente se validó la conexión de los CT’s de interposición. Aunque en planos no se encontró alguna condición anómala, se debió hacer una validación detallada en sitio. Se encontraron diferencias importantes en las características de los CT’s utilizados en los campos de Altamira y Jamondino, ya que dichos CT’s tiene un codo de saturación de 127 V. Los CT´s de los otros campos tienen un voltaje de codo Vk por encima de 600 V. Esto sugiere que se deba hacer una verificación del desempeño de estos CT’s ante condiciones de falla externa y descartar problemas de saturación. En la referencia [15] se presenta detalladamente la metodología y los resultados de este análisis. Se tienen las siguientes conclusiones:

Los núcleos asociados a las diferenciales de barra porcentuales y de alta impedancia en los campos: Ibagué, San Bernardino 1, San Bernardino 2, ATR1, ATR2, Seccionamiento de Barras, Unidad 1, Unidad 2 y Unidad 3, están adecuadamente diseñados para evitar la saturación durante fallas muy cercanas a la subestación en el escenario de demanda máxima y con una corriente de falla con alta componente DC.

Bajo estas mismas condiciones, se observa riesgo de saturación de los CT’s asociados a las líneas Altamira y Jamondino.

Algunos eventos presentados en el SIN con disparos indeseados de esquemas de protección de barras y el aumento de los niveles de cortocircuito en muchas barras de sistema, han puesto de manifiesto la necesidad de hacer una revisión detallada del desempeño de los CT’s asociados a protecciones 87B ante condiciones de cortocircuito. Esto aplica para subestaciones existentes identificadas como críticas y para el diseño e instalación de ampliaciones futuras. Esta revisión debe considerar el nivel de corto de la subestación en el escenario de máxima generación, la característica de saturación y resistencia interna de los CT’s, la carga secundaria conectada (cables + equipos), componte DC durante fallas y en algunos casos condiciones de recierre en falla. Aunque existen procedimientos analíticos para hacer esta verificación, es


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recomendable hacer una validación mediante modelos de simulación. Revisando las características técnicas de los CT’s principales, se observaron diferencias importantes entre sus resistencias internas. Las menores resistencias internas se consiguen en CT’s asociados a los campos Altamira y Jamondino (2.4 Ohmios) y las más altas en los campos de Generación 1, 2 y 3 (29.5 Ohmios). El resto de campos presentaron un valor cercano a los 5.5 Ohmios. Teniendo en cuenta que uno de los requerimientos más importantes para la operación de protección diferencial de alta impedancia es que todos los CT’s tengan características muy similares, era fundamental verificar la operación de la protección 87BZC instalada y determinar la necesidad de instalar “resistencias de estabilización” para evitar la operación indeseada ante fallas externas. La metodología de verificación y cálculos se presenta en la referencia [15]. De este análisis de concluyó la instalación de “resistencias de estabilización”. En general, considerando la criticidad e importancia de esta subestación para el SIN (sección 1.1) y las desventajas que tienen el esquema instalado (sección 1.2), se pudo concluir que no se tenía una protección diferencial de barras apropiada en la subestación Betania 230kV.

3.3 VERIFICACIÓN DE AJUSTES

Teniendo en cuenta los eventos presentados, las particularidades con las cuales opera este esquema de protección y las características técnicas de los equipos instalados, se requería verificar los ajustes implementados y en caso de ser necesario, modificarlos para garantizar la estabilidad de la protección sin perder su sensibilidad. Para elegir un umbral de ajuste Id> adecuado, se simulan fallas externas y se hallan las corrientes diferenciales que circularán por el relé para cada tipo de falla. Se simulan fallas monofásicas y trifásicas en todos los campos de salida en el escenario de máxima generación. Se considera un error del 5% en la medida de los CT’s instalados. Para el ajuste de la pendiente k de la característica de operación, se tiene en cuenta el comportamiento dinámico en los primeros ciclos de la falla en donde es crítico el fenómeno de la saturación y es mayor el error en la medida de los CT’s. Un valor alto de este factor aumenta la estabilidad ante falla externa pero disminuye la

sensibilidad ante falla interna. El factor k debe seleccionarse entonces tan bajo como sea posible y tan alto como sea necesario. Para verificación de la sensibilidad se simulan fallas internas en el elemento protegido. La sensibilidad se evaluará haciendo fallas de alta impedancia por encima de 50 Ohmios en el escenario de mínima generación. En la referencia [15] se presentan el procedimiento y los resultados de las simulaciones. Se concluyó finalmente que era necesario modificar los ajustes del umbral de ajuste Id> y el ajuste de la pendiente k en las protecciones 87BZ1, 87BZ2 y 87BZT. Adicionalmente, incluso con la instalación de “resistencias de estabilización”, se requería subir el umbral de ajuste en la protección 87BZC.

4 PRUEBAS Y VERIFICACIONES EN SITIO

Tal como se presentó en 3.1, se tenían diferentes hipótesis para explicar la operación indeseada del esquema. Para confirmarlas o descartarlas, se hicieron las siguientes pruebas y verificaciones en sitio:

Con las corrientes del sistema, se miden las corrientes inyectadas a la diferencial y se verifica la estabilidad.

Validación, mediante inyección primaria, de relación de transformación y polaridad de los núcleos conectados a zona de protección y zona de comprobación.

Verificación, mediante inyección secundaria, de conexiones y relaciones de transformación de los CT’s de interposición. Determinación de errores de medida en magnitud y ángulo.

Verificación, mediante inyección de archivos de simulación, operación adecuada protecciones diferenciales porcentuales y protecciones de alta impedancia.

4.1 VERIFICACIÓN ESTABILIDAD: INYECCIÓN PRIMARIA CON EL SISTEMA

Se usa la corriente primaria circulando por el mismo sistema.

Se instala un registrador de fallas para pruebas.

Se llevan las corrientes de todos los campos al registrador. No es necesario hacer desconexiones pues se usan CT's de


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interposición auxiliares de núcleo partido.

Ante limitaciones de entradas análogas en el registrador, se hacen medidas por fase segregada.

Se hace un arranque manual del registrador forzando una entrada binaria del mismo.

Se generan archivos COMTRADE con las medidas simultáneas de una misma fase de todos los campos conectados a la barra. Se registran la magnitud y ángulo (Grafica 13)

Se hace la suma fasorial de todas las corrientes.

La sumatoria en operación normal (sin falla) debe ser cero.


Gráfica 13. Registro medidas con el sistema de

potencia.

4.2 PRUEBAS DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y POLARIDAD: INYECCIÓN PRIMARIA

Se verifica polaridad, relación de transformación y todos caminos de corriente hasta el equipo de protección.

Inyección primaria de dos campos simultáneamente (Grafica 14). La inyección primaria se realiza con el equipo de prueba CPC100.

Por un campo entra la corriente a la barra y por el otro sale la corriente de la barra.

Para CT's adecuadamente polarizados e iguales relaciones de transformación, se tiene una corriente diferencial de cero. Balance de protección diferencial.

La inyección primaria se hace fase por fase


Gráfica 14. Montaje inyección primaria.

4.3 PRUEBAS DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y CONEXIÓN DE CT´S DE INTERPOSICIÓN

La metodología para la ejecución de estas pruebas se describe detalladamente en la referencia [16]. Básicamente se inyectan corrientes trifásicas desbalanceadas en cada uno de los CT’s de interposición usando el módulo QuickCMC disponible en la OMICRON. Se verifica la magnitud y ángulo de la corriente monofásica resultante y se compara con el valor esperado de acuerdo a las ecuaciones presentadas en la referencia [4].

4.4 PRUEBAS DE OPERACIÓN

Se modela en EMTP/ATP-ATPDraw el esquema completo diferencial de barras.

Generación de archivos COMTRADE (*.pl4) con fallas externas. Escenario de Máxima Generación. Fallas francas. Verificación de estabilidad.

Generación de archivos COMTRADE (*.pl4) con fallas internas. Escenario de Mínima Generación. Fallas de diferentes impedancias. Verificación de sensibilidad.

Se realiza inyección secundaria con el equipo de pruebas OMICRON.

Se verifica, para cada caso generado, la adecuada operación de la protección.

5 CAUSA RAÍZ, IMPLEMENTACIÓN DE ACCIONES CORRECTIVAS Y MEJORAS DEL ESQUEMA

La pruebas realizadas en sitio permitieron verificar que todos los CT’s principales tienen igual relación de transformación y que la polaridad es la misma para todos los campos. Con esto se descartó que


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la operación indeseada del esquema tuviera origen en alguno de estos factores. De igual manera se pudo verificar una adecuada operación de los relés de protección de acuerdo a los ajustes implementados. Sin embargo, las pruebas permitieron verificar que los CT’s de interposición presentan errores de medida importantes tanto en magnitud como en ángulo. Se presentan errores a la corriente nominal del 5% al 10% en la magnitud y entre 5° y 10° en el ángulo. Como consecuencia, la suma de todos estos errores causa que la corriente diferencial medida por la protección durante fallas externas tome un valor mayor a cero. Adicionalmente, teniendo en cuenta la conexión de los CT’s de interposición durante los eventos, se presentan corrientes de restricción muy pequeñas que impiden que el punto de operación se ubique claramente en la zona de bloqueo. Para mitigar el riesgo de disparo indeseado debido a las circunstancias anteriormente mencionadas, resultó necesario cambiar la conexión de estos CT’s de interposición a la Sensibilidad incrementada para corrientes a tierra mejorando con ello la estabilidad e incremento de la sensibilidad. Los resultados de las simulaciones y las pruebas de inyección desarrolladas en sitio mostraron un mejor desempeño de la protección con la nueva conexión de los CT’s de interposición. Esta conexión permitió una mayor estabilidad de la protección para fallas externas, toda vez que se pudieron subir los ajustes de la protección para considerar los errores de medida y adicionalmente se mejoró la sensibilidad para la detección de fallas internas. Por otro lado, con la modelación detallada de los equipos de patio y la protección misma, se encontró la necesidad de instalar “resistencias de estabilización” en la protección diferencial de alta impedancia 87BZC. La razón principal son las diferentes resistencias internas medidas en los CT’s principales. Las simulaciones realizadas mostraron que es necesario modificar del umbral ajustado de corriente diferencial (Id>) y la pendiente (k) de la característica porcentual en las protecciones 87BZ1, 87BZ2 y 87BZT. Adicionalmente el voltaje de ajustes en la protección de alta impedancia 87BZC. Estas medidas mejoraron la instalación y operación del esquema de protección diferencial de barras de la subestación Betania 230kV. No obstante, teniendo en cuenta las particularidades,

criticidad e importancia de esta subestación para el SIN (sección 1.1) y las desventajas que tienen el esquema instalado (sección 1.2), se pudo concluir que no se tenía un esquema de protección diferencial de barras adecuado.

6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Con la adquisición de activos ya existentes y en operación, se debe hacer una revisión integral de todos los equipos instalados y los esquemas de protección y control implementados. Esto con el objetivo de hacer un diagnóstico integral y diseñar estrategias de renovación, repotenciación, modernización o mejoras.

Cuando otro agente se conecta a una subestación de ISA, se debe hacer una revisión integral de las condiciones técnicas con las cuales se llevará a cabo esta conexión. En este sentido, se deben garantizar como mínimo el cumplimiento de los requerimientos técnicos implementados por ISA en sus instalaciones.

Tener en cuenta que en instalaciones con presencia de diferentes agentes y condiciones de multipropiedad, es necesario revisar la instalación y operación de esquemas comunes como la protección diferencial de barra. Garantizando con ello, la confiabilidad de la operación.

Con este trabajo multidisciplinario (Dirección Gestión de la Operación - DGO, Dirección Gestión de Mantenimiento – DGM y Centro de Transmisión de Energía - CTE Centro) se pudo poner en servicio de manera segura el esquema de protección diferencial de barras de la subestación Betania 230kV en beneficio de la confiabilidad en la operación del sistema. No obstante, con este trabajo se puso de manifiesto las limitantes y desventajas del esquema de protección implementado.

De este trabajo demuestra la necesidad de hacer una revisión detallada del desempeño de los CT’s asociados a protecciones 87B ante condiciones de cortocircuito. Esto aplica para subestaciones existentes identificadas como críticas y para el diseño e instalación de ampliaciones futuras.

Este trabajo presenta una metodología para dar solución a un problema típico de la


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operación. Ante una anomalía, se busca identificar la causa raíz a partir de los registros de los eventos y la información técnica del sistema. A continuación se crean hipótesis que expliquen el evento. Luego de esto se exploran las hipótesis mediante simulaciones, verificaciones y pruebas en sitio. Se plantean las acciones correctivas y mejoras identificadas. Finalmente, una vez implementadas las acciones, se sigue supervisando y evaluando el desempeño del sistema en la operación.

La metodología presentada en la sección 2 es útil para obtener de manera semi-automática un modelo de simulación en EMTP/ATP-ATPDraw en cualquier escenario de demanda o condición topológica. Esto permitiría la sintonización de casos de simulación con eventos reales ocurridos en sistema y verificación, por ejemplo, del desempeño de las protecciones.

La metodología de pruebas presentada en la sección 4 es útil para pruebas de puesta en servicio de esquemas de protección diferencial de barra además de pruebas rutinarias de operación.

En este trabajo se presenta una metodología para ajustar protecciones diferenciales de barra a partir de modelación y simulaciones. La verificación de la estabilidad ante fallas externas y la sensibilidad para detectar fallas internas.

En la operación siempre será mejor ajustar las protecciones diferenciales de barra lo más sensible posible, sin embargo cada esquema debe ser analizado con sus particularidades. En este caso, la cadena de errores en la medida obligan a implementar ajustes un poco mayores a los normalizados en ISA, de manera que se logre garantizar la estabilidad de la protección.

Las acciones presentadas en 5, han mostrado en eventos reales ocurridos muy cerca a la subestación, una estabilidad adecuada en el esquema de protección diferencial de barras.

7 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Metodología de Ajuste de protecciones de ISA.

[2] DGO, Grupo de Estudios de Operación. GT-GO611. Análisis de estabilidad de la

protección diferencial de barras de la subestación Betania 230kV. Noviembre 19 de 2008.

[3] Centralized Numerical Busbar Protection. Siemens SIPROTEC 7SS60 V3.1.

[4] Application of Low-Impedance 7SS601 Busbar Differential Protection.

[5] Manual CT’s de interposición SIEMENS 4AM5.

[6] High-Impedance Differential Relay. Siemens SIPROTEC 7VH60 V1.0.

[7] FOLKERS, Ralph. Determine current transformer suitability using EMTP models. Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Pullman, WA USA. Available at Schweitzer Engineering Laboratories Web Site.

[8] DGO, Grupo de Estudios de Operación. ANÁLISIS DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS DE LA SUBESTACIÓN BETANIA 230kV

[9] DGM-2010-I-P-ET-079_PRUEBAS_87B_BETANIA_230. INFORME DE PRUEBAS DIFERENCIALES DE BARRAS S/E BETANIA 230 kV.

[10] Diagrama Unifilar Sistema de Transmisión Nacional. ISA. Actualización 15/12/2011. Código BIT S500B1500202.

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[14] DGO, Grupo de Estudios de Operación. GT-GO793. Informe de práctica. Modelación en ATP del STN. Revisión 0. 12/01/2012.

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http://www.emgesa.com.co/eContent/home.asp

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HOJA DE VIDA DE LOS AUTORES Mario David Pastrana Iglesias. Ingeniero Electricista de la Universidad Nacional de Colombia en el año 2005. Actualmente cursando la Especialización en Transmisión y Distribución (T&D) Universidad Pontificia Bolivariana. Entre 2007-2010 trabajó como Ingeniero de diseño, pruebas y puesta en servicio en SIEMENS S.A. Desde 2010 se encuentra vinculado a Interconexión Eléctrica S.A. donde se ha desempeñado como Analista de Análisis Operativo en la Dirección Gestión de la Operación de ISA. Sus temas de interés y de investigación son: protección de sistemas de potencia, sistemas integrados de control y protección, protecciones adaptativas, ajuste automático de protecciones. Jhon Albeiro Calderón Serna. Ingeniero Electricista de la Universidad Nacional de Colombia en el año 1988 con Maestría en Ingeniería de Sistemas de la Universidad Nacional de Colombia en el año 2007. Entre 1989-1993 trabajó como Ingeniero de diseño en la firma consultora Ingeniería Especializada Blandón S.A. Desde 1993 se encuentra vinculado a Interconexión Eléctrica S.A. donde se ha desempeñado como Ingeniero del Centro Nacional de Despacho (CND), Analista Postoperativo, Ingeniero de Evaluación Integral de la inversión y Especialista de Operación. Actualmente, es coordinador del equipo Estudios de Protecciones de la Dirección Gestión de la Operación de ISA y profesor de cátedra del postgrado de transmisión y distribución de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) en subestaciones y protecciones. Sus temas de interés y de investigación son: los sistemas automáticos inteligentes, la inteligencia artificial, las protecciones adaptativas y los sistemas de protección y control de área amplia.

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