analisis de-falla-sistema-de-transmision-26-enero-2011

Análisis de Fallas en Sistemas de Transmisión

©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.

1

Colegio de Ingenieros del Perú

Lima, 24, 25, 26 de Enero 2011��

Colegio de Ingenieros del Perú

Lima 24, 25, 26 de Enero 2011

Contenido

1. Introducción

2. Comportamiento del Sistema Eléctrico Peruano en el Corto Plazo

3. Importancia del Análisis Fallas

4. Anomalías que afectan la operación


2

5. Recursos para el Análisis de Perturbaciones

6. Metodología y criterios para el Análisis de Perturbaciones

7. Análisis de perturbaciones - Casos Aplicativos en sistema de transmisión

Contenido

1. Introducción

� La empresa

� Operación de Sistemas Eléctricos de Potencia

� Normatividad de la Operación de Sistemas Eléctricos de Potencia




3





La EmpresaEl Grupo Empresarial ISA


El grupo de transmisión de energía más grande del Perú

Accionistas: Grupo ISA (60%) y EEB (40%).Empresa operadora del negocio de transmisión eléctrica para el grupo empresarial ISA en el Perú

La EmpresaEl Grupo Empresarial ISA en el Perú


5

Accionistas: Accionistas: Grupo ISA (83%), AC Capitales del Perú (17%)

Accionistas: Grupo ISA (60%) y EEB (40%)

�� Colaboradores

�� Subestaciones

�� km de líneas

La EmpresaRed de Energía del Perú


66

�� km de líneas

�� Departamentos

�� Beneficiados en RSE

Contenido

1. Introducción

� La empresa






7





Generación Transmisión Distribución Comercialización

Operación de Sistemas de PotenciaLa Industria Eléctrica


8

� Atender la demanda de electricidad en forma continúa, para atender el desarrollo de un país o una región.

� El Perú viene creciendo sostenidamente en los últimos años, y en consecuencia también creciendo la demanda de electricidad.

CALIDAD��

SEGURIDAD��

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Operación de Sistemas de PotenciaObjetivos de la Operación de Sistemas de Potencia


ECONOMÍA��

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Plan de ExpansiónHorizonte: 10 años

Programación de la Operación

Largo Plazo

Horizonte: 4 años

Etapas: Mensuales

Mediano Plazo

Costo implícito de déficit

Configuración del parque generador

Sub-sistemas agregados

Estadísticas hidrológicas

Representación individualizada

Estrategias de OperaciónPlanes de Contingencia

Ley 28832 - LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA Capítulo IV

Ley 25844 - RLCE Art. 94! y 95!

Operación de Sistemas de PotenciaProgramación de la Operación


Mediano PlazoHorizonte: Anual

Etapas: Semanales

Mediano PlazoPrograma Mensual

Corto PlazoPrograma Semanal

Programa Diario

Programación de la Operación

Despacho horario de Generación

Representación individualizada

Previsión hidrológicas mensuales y semanales

Metas semanales de generación por central

Representación detalladaLey 25844 - RLCE Art. 93! y 95!

Programa de OperaciónPlanes de Contingencia

¿Es Seguro?

Programación de la Generación y la Red de Transmisión

Modificación del Programa de Generación y la Red de Transmisión

NOSI

Análisis de Contingencias

INICIO

Restricciones Operativas

Operación de Sistemas de PotenciaProgramación de la Operación


Contingencia de Diseño Normal

¿Es Contingencia Extrema?

Plan de Contingencias

Programa de OperaciónCalidad, Seguridad y Economía

SI

NO

FIN

� En general, los estudios de análisis de seguridad consisten en simular la desconexión de unidades generadoras y equipos de transmisión para estudiar su efecto sobre las variables del sistema a partir de un estado inicial dado, y medir la robustez del sistema para soportar estas posibles contingencias. Así, el análisis de seguridad mide el nivel de reserva del SEP.

� Por reserva se debe entender el margen de SEGURIDAD EN LAPROGRAMACIÓN

ESTUDIOS DE ANÁLISIS DE SEGURIDAD OPERATIVA

TENER BAJA PROBABILIDAD DE QUE EXISTA DISCONTINUIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO

Operación de Sistemas de PotenciaAnálisis de Seguridad Operativa


� Por reserva se debe entender el margen de diferencia que presentan las variables del sistema y sus respectivos límites de operación.

� Un SEP nunca opera con seguridad en el sentido absoluto de la palabra; se debe programar la operación de manera que se tenga la mayor seguridad posible.

� La seguridad operativa debe ser tratada desde la Programación de la Operación.

� Un aspecto que muchas veces no es tratado en análisis de seguridad son los Planes de Contingencia.

PROGRAMACIÓNDE LA OPERACIÓN

PLANES DECONTINGENCIAPARA AQUELLOS CASOS EXTREMOS QUE NO SONCUBIERTOS EN EL ANÁLISISDE SEGURIDAD

0 50 100 150 200 250160

170

180

190

200

210

220

230Curva V-P

X: 164.5Y: 209.2

Tensión en Paramonga

Tensión en Chimbote

65

70

75

80

Del

ta,

Gra

dos

Operación de Sistemas de PotenciaAnálisis de Seguridad Operativa


��

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 560

t, sec

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 559.9

59.95

60

60.05

f, H

z

+/- 5%

Tensión Nominal

ESTADO NORMAL� Cumple los criterios de seguridad� Cumple límites operativos� Cumple límites de diseño� Sin pérdida de c arga r

ESTADO DE ALERTA Criterios de seguridad en el margen

ESTADO RESTAURATIVO Cumple l ímites operativos

Control Preventivo

Evento

Perturbaci ón

Adición de Cargay Generación

Operación de Sistemas de PotenciaEstados Operativos del Sistema


1818

� Criterios de seguridad en el margen� Límites operativos en zona de alerta� Cumple l ímites de diseño� Sin pérdida de carga o sólo radial

ESTADO DE EMERGENCIA � No cumple criterios de seguridad � Violación de límites operativos� Violación de límit es de diseño� Pérdida de carga r

� Cumple l ímites operativos� Cumple límites d e diseño� Pérdida de carga no radial

Control Correctivo Evento /

Perturbaci ónResincronización

Control Correctivo

Se Planea y Programa la Operación.

Los mejoramientos se alcanzan cuando se estandarizan y se aseguran resultados sistemáticamente Programación

PlanificaciónAdministración de SOM

Proyectos de mejora

Operación de Sistemas de PotenciaProceso de la Operación de un Sistema Eléctrico de Potencia


19

Los Programas setransforman en acciones que se realizan en el Día a Día.

Se evalúan losresultados frente a las metas planteadas.

Ejecución Evaluación

Contenido

1. Introducción

� La empresa






20





DL 25844Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)

DS 020-97Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

DS 027-2007Reglamento de Transmisión

RD 049-99Norma Técnica de Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados

Normatividad de la Operación del SistemaPrincipales Normas de la Transmisión


19Nov92

25Feb93

09Oct97 17May07

19Nov97

DS 009-93Reglamento de la LCE

Ley 28832Desarrollo eficiente de generación eléctrica

23Jul06

29Nov99

Ley 26876. Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico

DS 027-2008Reglamento del COES

03May08

DS 020-97Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

RD 049-99Norma Técnica de Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados

NTCSENTCOTRSI

Procedimientos y Directiva COES

Procedimientos Internos:

Normatividad de la Operación del SistemaPrincipales Normas para el Análisis de Perturbaciones


09Oct97 29Nov99

Directiva para la Función deAsignación de Responsabilidad porEventos que OcasionanTransgresiones a la NTCSE

10Feb10

Procedimientos Internos:• O-P-03 Evaluación de la

Operación• Instructivos• Formatos

Contenido

1. Introducción







23



Proyección de la Demanda SEIN 2010-2019

Tasa de Crecimiento Anual Energía Tasa de Crecimiento Máxima Demanda


Producción Energía Anual (miles GWh) Máxima Demanda Anual (MW)

438

1429 1559

767

17041954

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2010 2015 2019

MW

Área Norte

44496122

8214

31594565

5665

400060008000

10000

Zona Centro

9228

11876

8047

979110000

12000

14000SEIN

Balance Oferta-Generación


3159

020004000

2010 2015 2019

MW

7421677

2103

889

1780 2173

0500

10001500200025003000

2010 2015 2019

MW

Zona Sur

56294814

8047

0

2000

4000

6000

8000

2010 2015 2019

MW

Generación (MW) Demanda (MW)

Nº Descripción

1 L.T. 138 kV Laguna la Niña – Bayovar. Subestación 220/138kV Laguna la Niña CTM (Mar. 2010)

2 L.T. Paragsha-Conococha-Huallanca-Cajamarca-Cerro Corona-Carhuaquero 220kV. Abengoa (22.Nov.10)

3 2da terna 220 kV Independencia-Ica. ISA (Abr.11)

4 Refuerzo L.T 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya a 505 MVA. CTM (Jul. 2011)

5 Ampliación N°6 : 2da terna 220 kV Chiclayo – Piura. REP (Ago.2011)

6 L.T 220 kV Piura – Talara ISA (Ago.2012) �

!

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Proyectos de transmisión en ejecución


7 L.T. 220 kV Tintaya-Socabaya REI (Mar.2013)

8 L.T 220 kV Pomacocha–Carhuamayo.ISA (Sep.2012)

9 L.T. 500 kV Mantaro–Caraveli-Montalvo y L.T. 220 kV Cotaruse-Machupicchu ISONOR (22.feb.11)

10 L.T. Chilca-Zapallal 500 kV y L.T. Chilca-La Planicie-Zapallal 2x220 kV, preparada para migrar a 500 kV (Mar.11 ISA)

11 L.T. 500 kV Zapallal-Chimbote-Trujillo. ISA (Jun. 2012)

12 L.T. 500 kV Chilca-Marcona-Ocoña-Montalvo. Abengoa (2do semestre 2012)

13 ��#��$ %��/�� 0��1��21��1��23��

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N° Descripción

14 Ampliación N°5: SubestacionesPiura Oeste (Dic.10): Trafo 100 MVA 220/60/10 kV, doble barra 220 y 60 kV.Trujillo Norte (Dic.10):Trafo 45 MVA 138/22.9/10 kV, Conf. interruptor 1 ½ de barras 138 kV, Banco condensadores 15Mvar, 10kV.Quencoro (Dic.10): Trafo 25 MVA 138/10/34 kV, Doble barra 138 kVAzángaro (Dic.10): Trafo 47.5 MVA 138/10/22.9 kVTingo María (Dic10) Trafo 50 MVA 220/138/10 kV

Proyectos de transmisión definidos


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Tingo María (Dic10) Trafo 50 MVA 220/138/10 kVIndependencia: Cambio de simple a doble barra 60 kV (Feb. 10)

15 Ampliación N°7 : Adecuación Integral de las subestaciones San Juan, Santa Rosa, Chavarría, Ventanilla y Zapallal, aumento Icc (Ene.12)

16 Subestación Orcotuna Trafo 220/60/10 kV 50 MVA.Proyecto Electrocentro

17 Subestación Huancavelica Trafo 220/138/10 kV 50 MVA. Proyecto Electrocentro

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Nº Descripción

1 2da terna L.T. Trujillo-Guadalupe-Chiclayo

2 LT 220 kV Chimbote – TrujilloIncremento de capacidad de 152 a 180 MVA.

3 Repotenciación Chilca – San Juan (L2093) a 2x350MVA

4 Repotenciación Chavarría-Santa Rosa – San Juan a 2x300 MVA

5 4to Circuito Ventanilla – Chavarría (brazo disponible)

6 Repotenciación Zapallal – Ventanilla a 2x300MVA

7 Repotenciación líneas 138 kV Huánuco-Paragsha, "

Resultados de corto plazo 2010-2012Proyectos líneas de transmisión necesarios


7 Repotenciación líneas 138 kV Huánuco-Paragsha, Tingo María-Tocache y Aguaytía-Pucallpa a 75MVA.

8 Repotenciación La Oroya – Pachachaca-Pomacocha 250MVA (ISA Perú/REP)

9 3er Circuito 60 kV Marcona – San Nicolás

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N° Descripción

10 Ampliación de Subestaciones NorteChimbote1: Trafo 15 MVA, 138/13.8/24 kV-15 MVA Guadalupe: Trafo 75 MVA, 220/60/10 kV-75 MVA; Chiclayo Oeste: Trafo 100 MVA, 220/60/0.38 kV; BC 1x30 Mvar, 60 kV.Piura Oeste: BC 2x20 Mvar, 60 kVParamonga: Cambio de config. 66 kV a doble barra..Zorritos: Trafo 50 MVA, 220/60/10 kVHuacho:Trafo 50 MVA, 220/66/10 kV

11 Reactor limitador de corriente de cortocircuito (Chilca)Traslado generación a Chilca CTM

Resultados de corto plazo 2010-2012Proyectos subestaciones necesarios


"(

Traslado generación a Chilca CTM

12 Ampliación Subestaciones CentroTocache Trafo 132/24/10, 15 MVA.Huánuco:Trafo 138/24/10 kV, 50 MVA.Paragsha: Config. 138 kV a doble barraIndependencia: Trafo 10.3/10.3 kV, 4 MVA; Trafo210/62.3/10.3 kVIca: Trafo 220/62.3/10.3 kV, 100MVA; BC 20 Mvar.Pomacocha Config. 220 kV a doble barraPucallpa: Trafo 138/60 kV BC 1x10 Mvar

13 Ampliación de Subestaciones SurPuno:Trafo 132/60/22.9 kV-30 MVA BC 2x15 MvarTintaya: Trafo 132/10.5 kV-25 MVA. Ayaviri y Combapata: Configuración de barras 138 kV de “T” a “PI” (Entrada y Salida)

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La Planicie500 kVCarabayllo

520 MWCambio a 500 kV Chilca-Planicie-Carabayllo (2014)

Refinería Nueva (2013)

Huachipa(2013)

500 kVChilca

500 kVChimbote

(2012)

P0

P2

P6

(2019)(2019)

Paquitzapango1540 MW

Sumabeni1199 MW

Mantaro

Marcona Ocoña

Montalvo

Caravelí

Resultados de largo plazo 2012-2019Proyectos recomendados


Ventanilla400 MW

Zapallal

Chavarría Santa Rosa

San Juan

Chilca CTM

Chilca REP

220 kV 220 kV

TER 400 MWHID 240 MW TER 800 MW

HID 210 MW

1000 MW(2013)

Refinería (2013)

(2013)

Jicamarca (2013)

Chillón

Barsi

(2015)

(2013)

(2012)

Industriales

Surquillo(2015)

Colonial

Chilca

P1

P3P8

P9

Cajamarca

Trujillo

Guadalupe Piura TalaraChiclayo

Oroya

Carhuamayo

Pachachaca Pomacocha

(2014)

(2015)

P4

P7

Resultados de largo plazo 2012-2019Proyectos recomendados


Huallanca

Paramonga

Zapallal 220

Carabayllo 500

Conococha

Chilca

Marcona

Ica

Paragsha

Reactor Serie

Chilca Rep (2012)

(2018)

(2019)

Chimbote

Contenido

1. Introducción



� ¿Por qué hacer el Análisis de Perturbaciones?

� Consideraciones

� Carga y frecuencia

� Tensión y potencia reactiva


32

Tensión y potencia reactiva

� Estabilidad en sistemas de potencia

� Estabilidad angular

� Estabilidad de tensión

� Estabilidad de frecuencia

� Sistemas de Protección





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4 %�� %%##��1�� 1�� 6��"� ��

Importancia del Análisis de FallasPor qué hacer el Análisis de Perturbaciones?


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SISTEMA ELÉCTRICO CORTO-CIRCUITO

Generación 6%

Subestaciones 5%

Líneas de transmisión 89%

Fuente: Curto-Circuito Geraldo Kinderman

TIPOS DECORTO-CICUITOS

% DEOCURRENCIAS

3Ø 06 %

2Ø 15 %

2Ø – Tierra 16 %

1Ø – Tierra 63 %Fuente: Curto-Circuito, Geraldo Kinderman

TIPO DESCRIPCIÓN

I Fenómenos Naturales

IA Descargas Atmosféricas

II Condiciones Ambientales

Importancia del Análisis de FallasTipos de Fallas


SISTEMA DE PROTECCIÓN

Equipos Tasa de falla

Interruptor 47.16 %

TC y TP 0.47 %

Relé 4.74 %

Batería 47.16 %

Circuito 0.47 %

Fuente: Protección de SEP, Geraldo Kinderman

II Condiciones Ambientales

III Equipos, Materiales

IV Error Humano

V Terceros

VI Otras CausasFuente: CIER

� Toda carga que realiza trabajo o produce calor consume potencia activa.

� En cada instante, la energía consumida está siendo generada en algún lugar delsistema. El sistema de potencia no almacena energía.

Potencia Generada = Potencia Consumida + Pérdidas (G, T, D)

� La actuación de los reguladores de velocidad de las máquinas y/o esquemasespeciales de rechazo de carga o generación restablecen la fn.

Importancia del Análisis de FallasConsideraciones - Carga y Frecuencia


Toda variación de carga (MW) en el sistema, está estrechamente ligada

con la frecuencia del sistema

35

Generación

Transmisión Distribución

PotenciaActiva

�

�

fn

� Los equipos de compensación reactiva se instalan para aportar o absorber potenciareactiva de acuerdo con las necesidades del sistema.

Importancia del Análisis de FallasConsideraciones - Tensión y Potencia Reactiva

PotenciaReactiva

Vn


Reactiva

Toda variación de potencia reactiva (Mvar) en el sistema, generada o

consumida, está estrechamente ligada con la tensión del sistema

Importancia del Análisis de FallasConsideraciones – Estabilidad en los Sistemas de Potencia

Estabilidad de Sistemas de Potencia

Consideraciones de Clasificación

Naturaleza Física/ Parámetro Principal

del Sistema

Estabilidad Angular

Estabilidad de Tensión

Estabilidad de Frecuencia

–Capacidad de mantenerse en equilibrio operativo después de una perturbación–Depende de la naturaleza del evento y de las condiciones iniciales.

– Capacidad de mantener el sincronismo. – Capacidad de mantener la – Capacidad de mantener las tensiones– Balance potencia reactiva


Tamaño del Disturbio

DuraciónCorta Duración

Estabilidad de Pequeña

Señal

Estabilidad Transitoria

Estabilidad de Tensión ante

Gran Disturbio

Estabilidad de Tensión ante

Pequeño Disturbio

– Capacidad de mantener el sincronismo.– balance de torques electromagnético y

mecánico de la máquina síncrona

– Capacidad de mantener la frecuencia en un rango nominal.

– Balance carga/ generación

– Balance potencia reactiva– Equilibrio del control de tensión

Corta Duración

Larga Duración

Corta Duración

Larga Duración

� La estabilidad es la capacidad de un sistema de potencia de; dada cierta condicióninicial de operación, lograr un estado normal de equilibrio luego de la ocurrencia deuna perturbación.

� La estabilidad del sistema depende de:

a. La naturaleza del disturbio

b. La Magnitud del disturbio

c. Las condiciones iniciales de operación.



~ ~X12

11 �V∠

P

Q

22 �V∠

sen�X

VVP

12

21=

12

21

2

1

X

cos�VV-VQ =

1V Ψ

2V 2 LT en servicio

1 LT en servicio

G G

Carga

Línea 1

Línea 2

� Estabilidad de tensión: relacionada con la capacidad de un SEP de mantenerestable la tensión en todas sus barras en estado estacionario y luego de unaperturbación.

El colapso de tensión es el resultado posible de una condición de inestabilidad detensión.

El sistema puede perder estabilidad en caso de una contingencia.


Sistema con


100%Punto de Inestabilidad de Tensión

V

Potencia Transferida (MW)

Colapso de Tensión

Cambio Lento

Cambio Rápido

Estable

Inestable

100%

V


Estable

Inestable

Sistema con Contingencia

Sistema sin Contingencia

IN TCTT

GPS

PA

SSAA

Importancia del Análisis de FallasConsideraciones – Sistemas de Protección


� Relé de protección (R)� Interruptor de potencia (IN)� Transformadores de TT y TC� Equipo de teleprotección (ET)� Sistema de Control (SC) � Panel de alarma (PA)� GPS� Servicios auxiliares (SSAA)� Conexiones entre ellas (C)

PA

SCET

R

Importancia del Análisis de FallasConsideraciones – Sistemas de Protección

� Seguridad: Capacidad del relé de evitar operaciones indeseadas

(no operar cuando no se requiere su operación)

� Confiabilidad: Capacidad del relé operar correctamente

(operar cuando se requiere su operación)


Causas de las operaciones Incorrectas

Relé DistanciaRelé Distancia• Onda Portadora• Fibra óptica• Microondas

Importancia del Análisis de FallasConsideraciones – Sistemas de Protección LT

ttz1=0 mstz2=400ms


Protección de línea:� Distancia 21,� Sobrecorriente direccional – 67/67N� Diferencial de línea – 87L

Protección de línea:� Distancia 21,� Sobrecorriente direccional – 67/67N� Diferencial de línea – 87L

PL1 y PL2 redundante� Func. principales: 21, 67N, 87L, 79, 25, 68� Func. adicionales: SOFT, Falla fusible,WEI

Oscilografía, Localizador de falla.

PL1 y PL2 redundante� Func. principales: 21, 67N, 87L, 79, 25, 68� Func. adicionales: SOFT, Falla fusible,WEI

Oscilografía, Localizador de falla.

• Microondas• Enlace satelital tz2=400ms

tz3=800mstz4=1500ms

DiferencialDiferencial DireccionalDireccional



Importancia del Análisis de FallasConsideraciones – Sistemas de Protección Transformadores


Protecciones Eléctricas:Diferencial 87Sobrecorriente 51/51NSobrecorriente direccional (67/67N)

Protecciones Eléctricas:Diferencial 87Sobrecorriente 51/51NSobrecorriente direccional (67/67N)

PT1 y PT2 redundantesFunc. principales: 87, 67/67N, 51/51NFunc. adicionales: 27, 59, 25, Oscilografías

PT1 y PT2 redundantesFunc. principales: 87, 67/67N, 51/51NFunc. adicionales: 27, 59, 25, Oscilografías

DiferencialDiferencial



SobrecorrienteSobrecorriente



Importancia del Análisis de FallasConsideraciones – Sistemas de Protección Barras


Diferencial

PB1 distribuida de baja impedancia� Func. principales: 87B y 50BF� Func. adicionales: Oscilografías

PB1 distribuida de baja impedancia� Func. principales: 87B y 50BF� Func. adicionales: Oscilografías

Protección Diferencial de barras:� Distribuida y Concentrada� Baja Impedancia y alta impedancia

Protección Diferencial de barras:� Distribuida y Concentrada� Baja Impedancia y alta impedancia

DiferencialDiferencial

I1 I2 In

In

Importancia del Análisis de FallasConsideraciones – Sistemas de Protección Barras


1.3 x Imax_bahía � Id � 0.8 x Icc_mínima

I1 I2

In

Satura

Protección Banco PB1:� SobrecorrienteProtección Banco PB1:� Sobrecorriente

PB1

PB2

Importancia del Análisis de FallasConsideraciones – Sistemas de Protección Bancos de Cond.


Protección Banco PB2:� Desbalance de corriente neutro� Protección de Sobrevoltaje de Picos Repetitivos� Protección de Sobrecorriente Térmica� Protección de Desbalance de Línea a Frecuencia Fundamental� Protección de Falla a Tierra a Frecuencia Fundamental� Protección Sobrecorriente y Sobrevoltaje a Frecuencia Fundamental� Protección de Sobrecorriente RMS� Protección de Baja Corriente a Frecuencia Fundamental

Protección Banco PB2:� Desbalance de corriente neutro� Protección de Sobrevoltaje de Picos Repetitivos� Protección de Sobrecorriente Térmica� Protección de Desbalance de Línea a Frecuencia Fundamental� Protección de Falla a Tierra a Frecuencia Fundamental� Protección Sobrecorriente y Sobrevoltaje a Frecuencia Fundamental� Protección de Sobrecorriente RMS� Protección de Baja Corriente a Frecuencia Fundamental

� Sobrecorriente� Sobre y mínima tensión� Falla interruptor

� Sobrecorriente� Sobre y mínima tensión� Falla interruptor

Importancia del Análisis de FallasConsideraciones – Sistemas de Protección Radiales


Protección de Sobrecorriente:� Sobrecorriente de fases y tierra (50/51,50N/51N).� Recierre automático.� Oscilografías

Protección de Sobrecorriente:� Sobrecorriente de fases y tierra (50/51,50N/51N).� Recierre automático.� Oscilografías

Importancia del Análisis de FallasConsideraciones – Sistemas de Protección Radiales (delta)


Protección de Sobrecorriente:� Sobrecorriente de fases (50/51)� Sobrec. direccional a tierra sensible 67Ne.� Tensión homopolar 59N� Recierre automático� Oscilografías

Protección de Sobrecorriente:� Sobrecorriente de fases (50/51)� Sobrec. direccional a tierra sensible 67Ne.� Tensión homopolar 59N� Recierre automático� Oscilografías

Protección de Radial� Sobrecorriente de fases y tierra (50/51).� Tensión homopolar 59N� Recierre automático.� Oscilografías

Protección de Radial� Sobrecorriente de fases y tierra (50/51).� Tensión homopolar 59N� Recierre automático.� Oscilografías

Contenido

1. Introducción







55



� Fenómeno de aumento de tensión a frecuencia industrial (60Hz) por encima de Vn.

� Caso típico: extremos de LT conectadas en vacío (efecto Ferranti).

� Saturación del núcleo magnético y consecuente incremento de la corriente demagnetización provocando interferencias en el SEP.

� Calentamientos localizados.

� Solicitación elevada de aislamiento, provocando envejecimiento prematuro ydisminución de vida útil.

� Las protecciones de sobretensión deben estar ajustadas para prevenir estos daños.

Anomalías que Afectan la OperaciónSobretensión Temporal


� Todo proceso de cierre o apertura de interruptores involucra una transferencia deenergía que generan sobretensiones en el sistema, las cuales en mayor o menorgrado, afectan el circuito maniobrado y alrededores.

Anomalías que Afectan la OperaciónSobretensiones Transitorias de Maniobra


� Ante la apertura del interruptor paraun circuito LC, ocurre un transitorio detensión a alta frecuencia la cualdepende de los parámetros L y C delcircuito.

Anomalías que Afectan la OperaciónSobretensiones Transitorias de Maniobra: Circuito LC y LR

� Para el caso de un circuito RL,adicionalmente a las sobretensiones demaniobra, podemos presenciar laaparición de una componente DC enlas corrientes de energización.


� El sistema de potencia estáconformado por circuitos RLC en dondese aprecian los fenómenos descritosanteriormente.

� Las maniobras en circuitos capacitivose inductivos que merecen mayoratención en alta tensión son los queinvolucran banco de capacitores ylíneas de transmisión.

Anomalías que Afectan la OperaciónSobretensiones Transitorias de Maniobra

� Las frecuencias transitorias deenergización se encuentrancomúnmente entre 200 a 1000 Hz.Estas sobretensiones deben estar pordebajo del nivel de protección de lospararrayos.

� En caso el interruptor no sea capaz deinterrumpir la corriente debido a un altoTRV entre sus terminales puede ocurrir


líneas de transmisión. TRV entre sus terminales puede ocurrirun reencendido de arco.

� Una descarga atmosférica sobre unaLT o sus alrededores ocasiona unmovimiento de carga que puede llegara la subestación.

Anomalías que Afectan la OperaciónSobretensiones de Impulso Atmosférico

� El flujo de estas cargas a tierra por losaterramientos de las torres puedenprovocar sobretensiones transitorias.

� Duración: microsegundos - algunospocos milisegundos.


� De llegar a un transformador o reactora través de sus terminales, puedenprovocar perforación de su aislamientodando inicio a un proceso decortocircuito

Anomalías que Afectan la OperaciónSobretensiones de Impulso Atmosférico

� La protección principal para este tipo de sobretensiones son los pararrayos instalados en las líneas de transmisión y transformadores de potencia.


� Transitorios en circuitos primarios (A.T.) también afectan circuitos secundarios, a través de puntos en común como aterramientos, TT’s, TC’s, inducción electrostática y electromagnética.

� Se puede definir como una conexión anormal entre partes energizadas de unainstalación. La corriente asociada a este fenómeno puede variar desde valores muybajos a valores muy significativos, dependiendo de la configuración de la instalación yde su tipo.

� Tipos:

� Monofásicos (fase – tierra)

� Bifásicos.

� Bifásicos a tierra.

Anomalías que Afectan la OperaciónCortocircuito - Aspectos Generales


Bifásicos a tierra.

� Trifásicos.

� Trifásicos a tierra (desbalanceado)

� Las LLTT aéreas son los elementos donde la ocurrencia de cortocircuitos es másfrecuente, ya que se encuentran más expuestas al medio ambiente y sus inclemencias.

� Lluvias, descargas atmosféricas, fuego, pájaros, cuerpos extraños, etc., representanun alto riesgo de cortocircuito.

� En subestaciones ocurren cortocircuitos entre barras, conexiones, equipos demaniobra, auxiliares o medición, transformadores, reactores, bancos de capacitores yotros equipos de compensación reactiva.

� Evento que provoca con más frecuencia la ocurrencia de cortocircuitos en líneas de transmisión.

� Ya sean directas o indirectas, provocan diferencias de potencial a través de los aisladores de la línea, generando un arco eléctrico entre partes energizadas y tierra.

Anomalías que Afectan la OperaciónCortocircuito Descargas Atmosféricas


� La ionización del aire a través del camino entre el conductor y la superficie del aisladorproducto de la descarga, provoca un cortocircuito a 60Hz.

� A menores niveles de tensión existe más probabilidad de ocurrencia de arco eléctricopor descarga atmosférica (menor nivel de aislamiento).

� Fuego en la faja de servidumbre o cercanías de líneas de transmisión, produceionización del aire entre conductores y a tierra, provocando cortocircuitos.

Anomalías que Afectan la OperaciónCortocircuito por Fuego Cercano a Servidumbre de LLTT


� Materiales movidos por el viento, avionetas, árboles, etc., son también causa comúnde cortocircuitos.

Anomalías que Afectan la OperaciónCortocircuito por Objetos Extraños


� El deterioro de su aislamiento, o perforación debido a agentes externos (excavadoras uotras máquinas) son causa de cortocircuitos del tipo fase tierra (cables aislados).

� Las fallas hidráulicas en cables se originan principalmente por problemas relacionadoscon la presión del aceite aislante en los cables, tanto por fallas de fabricación, montaje,operación, efectos externos, etc.

� Cortocircuitos entre fases son de menor probabilidad, pueden ocurrir en las conexionescon otros equipos.

Anomalías que Afectan la OperaciónCortocircuito por Fallas en Cables Subterráneos


� Cortocircuitos de alta resistencia ocurren generalmente entre fases a tierra a través deun cuerpo extraño, son de muy baja corriente. Por ejemplo árboles crecidos

� Muy frecuentes en redes de distribución aérea con problemas de instalación. Tambiénsuceden en transmisión.

� Pueden iniciar con corriente relativamente grande y experimentar reducción inmediatay sostenida.

Anomalías que Afectan la OperaciónCortocircuitos de Alta Impedancia


� Producidos por problemas de aislamiento interno. Se caracterizan por corrientes nomuy altas con alto grado de ruido (señales de alta frecuencia).

� Fallas en bujes y equipos de patio son muy peligrosos si no son detectados a tiempoya que evolucionan rápidamente a corrientes muy altas. Daños en la porcelana y/oderrame de aceite aislante reducen la capacidad de aislamiento provocandocortocircuitos severos e incluso explosiones.

� Los cambiadores de tomas poseen partes móviles que operan bajo carga. El desgastenatural de los mismos representa un riesgo de cortocircuito.

� Las conexiones, acometidas y empalmes representan un punto débil de los circuitos de

Anomalías que Afectan la OperaciónCortocircuitos Internos en Transformadores y Reactores


Las conexiones, acometidas y empalmes representan un punto débil de los circuitos depotencia, existiendo la posibilidad de problemas mecánicos o de instalación quedesencadenen puntos calientes.

� Una línea de transmisión puedepermanecer en funcionamiento conapenas una o dos fases en servicio, locual ocurre generalmente por falla enlos interruptores o seccionadores enlos terminales de la misma.

� Si bien el efecto en la línea no afectasu operación, esta condición sí puedeafectar seriamente el equipamiento de

Anomalías que Afectan la OperaciónFase Abierta


afectar seriamente el equipamiento depotencia conectado a la misma.

� El desequilibrio entre las fases se manifiesta principalmente a través de la aparición decorrientes de secuencia negativa (I2); las cuales son perjudiciales en generadores porprovocar torques en sentido opuesto al normal produciendo calentamiento en el rotor.

� En transformadores y reactores trifásicos, dependiendo de la configuración del núcleoespecialmente para los núcleos de tres piernas), las I2 provocan flujo magnético através de caminos no adecuados provocando calentamiento.

� Protecciones que detecten este tipo de corrientes son recomendables.

� Toda instalación y equipo de potencia está diseñado para soportar determinado gradode sobrecarga. Es muy importante tener claro el grado de sobrecarga que los equiposson capaces de soportar.

� La operación fuera de estos límites o por largos periodos de tiempo generacalentamiento en los equipos.

� En transformadores de potencia, el incremento de temperatura se manifiesta en susarrollamientos, aceite aislante y carcasa.

� Cuando se producen sobrecargas de líneas de transmisión, se debe tener cuidado enlas conexiones y empalmes; y, cuando se trata de líneas de transmisión aéreas en la

Anomalías que Afectan la OperaciónSobrecarga


las conexiones y empalmes; y, cuando se trata de líneas de transmisión aéreas en ladilatación del conductor que disminuye las distancias de seguridad.

0

10

20

30

40

50

� Producidas luego de un disturbio en el sistema hasta alcanzar un nuevo punto deequilibrio, de ser posible.

� Son siempre un riesgo de desconexión de LLTT ya que pueden provocar actuación delas protecciones

Anomalías que Afectan la OperaciónOscilación de Potencia


� Disturbios pueden provocar grandes pérdidas de carga y consecuente Si el disturbioimplica pérdida subfrecuencia de generación, entonces acontecerá un fenómeno desobrefrecuencia en el sistema.

� Esquemas especiales de rechazo de carga y generación (formación de islas) seencargan de mantener el sistema en operación ante estas condiciones.

Anomalías que Afectan la OperaciónSobrefrecuencia, Subfrecuencia y Rechazo de Carga


� Se presenta para determinadas condiciones del sistema y despacho de generación.

� Fenómeno local.

� Puede provocar colapso del área de influencia

� Factores de influencia: insuficiente compensación reactiva, ajuste inadecuado dereguladores de tensión, líneas largas con alta transferencia, sistemas radiales, etc.

Anomalías que Afectan la OperaciónSubtensión y Colapso de Tensión

V


V


Caso Base sin Contingencia

Contingencia 1

Contingencia 2

ESTABLE

INESTABLE

� Corrientes de magnetización en transformadores de potencia y reactores son del ordende hasta 2% de Inom.

� Durante la energización aparecen altas corrientes de magnetización debido a lacaracterística no lineal del núcleo

� Los factores de influencia son:

� El punto de la onda de tensión en el cual se hace la energización.

� La magnitud y polaridad del flujo residual existente en el núcleo producto deoperaciones previas.

Anomalías que Afectan la OperaciónSaturación en Transformadores de Potencia y Reactores


operaciones previas.

� Dimensión del transformador.

� Nivel de saturación y propiedades magnéticas del núcleo.

� Impedancia del sistema.

� Elementos de control utilizados para la energización (resistencias de pre-insercióno interruptores de mando sincronizado).

� Los TC’s de protección son susceptibles de saturarse en condiciones de falla,provocando actuación inadecuada de las protecciones.

� Los factores de influencia son:

� Presencia de corriente DC en circuito primario. Situación a tomar en cuenta eninstalaciones cercanas a generación.

� Flujo remanente en el núcleo luego de eventos que involucraron corrienteselevadas a través del equipo.

� Burden insuficiente (circuitos secundarios largos, alto consumo de relés de

Anomalías que Afectan la OperaciónSaturación en Transformadores de Corriente de Protección


� Burden insuficiente (circuitos secundarios largos, alto consumo de relés deprotección y demás equipos conectados al circuito secundario)

� Baja relación de transformación respecto a la máxima corriente de cortocircuito dela instalación.

� Fenómeno encontrado en un sistema depotencia a cualquier nivel de tensión.

� Provoca daños por aumento de tensióno de corriente

Anomalías que Afectan la OperaciónResonancia en Circuitos de Potencia

� Existen posibilidades en circuitos RLC en el SEP que pueden desencadenar resonancia.

� Común en circuitos con:

a. transf. de potencia (L variable) y bancos de capacitores (C) en paralelo.

b. LT con compensación serie y reactores en paralelo.


en paralelo.

c. Resonancia entre LT y circuito secundario de TP capacitivo, etc..

Contenido

1. Introducción





� Recursos Humanos


77

� Sistemas de Información

� Recursos Tecnológicos



Contenido

1. Introducción







78





Recursos para el Análisis de PerturbacionesRecursos Humanos

#�;�1�<�=�>�1,�<�=,�>�1,�<�?�

Destrezas y habilidades (SABER HACER)• Toma de decisiones• Estudios de operación de SEP• Utilización de SW de sistemas eléctricos• Estudios de Coordinamiento de

Protecciones

Destrezas y habilidades (SABER HACER)• Toma de decisiones• Estudios de operación de SEP• Utilización de SW de sistemas eléctricos• Estudios de Coordinamiento de

Protecciones

Conocimientos (SABER):• Ingeniero Electricista• Sistemas eléctricos de potencia• Operación de Sistemas Eléctricos• Protección de Sistemas Eléctricos• Alta Tensión• Inglés

Conocimientos (SABER):• Ingeniero Electricista• Sistemas eléctricos de potencia• Operación de Sistemas Eléctricos• Protección de Sistemas Eléctricos• Alta Tensión• Inglés

##�;�1�<�=�>Especialistas


Actitudes (SER):• Orientación a resultados• Construcción de redes colaborativas• Mejoramiento continúo.• Proactivo.• Analítico

Actitudes (SER):• Orientación a resultados• Construcción de redes colaborativas• Mejoramiento continúo.• Proactivo.• Analítico

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Especialistas de la empresa y del Grupo Empresarial

Especialistas de Proveedores de equipos y protecciones

Consultores

Especialistas de otras empresas

Contenido

1. Introducción







80



� Archivos COMTRADE



NIVELNIVEL

33

SUPERVISION Y CONTROL REMOTO

CENTRO DE CONTROL

NIVEL NIVEL

22

SISTEMA DE SUPERVISION Y CONTROL DESDE LA SALA DE CONTROL DE LA SUPERVISON

NIVELNIVEL UNIDAD DE CONTROL DE BAHIA O

Recursos para el Análisis de PerturbacionesRecursos Tecnológicos - Centro de Control


81

NIVELNIVEL

11

UNIDAD DE CONTROL DE BAHIA O TABLERO DE MANDO LOCAL

NIVELNIVEL

00

MANIOBRAS EN EL PATIO DE LLAVES

TABLERO DE MANDO DEL EQUIPO

Equipos del Sistema

de Potencia

��+ ��

ORGANIZACION DE LA OPERACIÓN NACIONAL

��,��-��


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��+ ��,��-��+ ,��

�� .

INFORMACION



83

ACCION

��

��+ .��+ ��

RTU S900DIAGRAMA DE BLOQUES DEL CONJUNTO DE LA ADECUACION

Recursos para el Análisis de PerturbacionesRecursos TecnológicosTele-información de RTU al Centro de Control


84

Control system

Control level

Communication level

Diagnosis

IEC60870-5-101, IEC60870-5-104DNP3, DNP3 over WAN

Recursos para el Análisis de PerturbacionesRecursos Tecnológicos - Supervisión de Subestación


85

RTU560

Station level / bay level

Communication level

Process level

Integrated HMI

Stationsbus IEC61850-8 IEC60870-5-103DNP3, MODBUS

PLC

RedundantHMI Server

HMI Clients

Recursos para el Análisis de PerturbacionesRecursos TecnológicosSupervisión de Subestación


86

“Full Server”

Station Bus Ethernet IEC61850

Profibus FMS

HMI Server

“Full Server”

� ConfiguraciónRedundante Hot-Hot

� IEDs con IEC 61850� IEDs con Profibus FMS� RTUs con protocolos

“dual-master”

SatelitalFibra ópticaOnda PortadoraMicroondas

Recursos para el Análisis de PerturbacionesRecursos Tecnológicos - Telecomunicaciones

Subestación A Subestación B


Fibra ópticaOnda PortadoraMicroondas

Centro de Control

� Registrador de transitorios (300m/ciclo, hasta 1min de registro, trigger por analógico y digital)

Recursos para el Análisis de PerturbacionesRecursos Tecnológicos - Registradores de Falla


digital)� Registrador de disturbios (hasta

1 semana de registro, trigger por analógico)

� Distintas opciones de interface incluyendo la comunicación remota

RegistradorBEN 500

TWS2000 -HATAWAY

Recursos para el Análisis de PerturbacionesRecursos Tecnológicos - Localizadores de Falla


Recursos para el Análisis de PerturbacionesRecursos Tecnológicos - Software Especializado

Flujo de carga DigsilentCortocircuito DigsilentEstabilidad DigsilentTransitorios ATP. PSCADProtecciones Digsilent, CAPEERP (Avisos) SAPInf. Operativa SIO, SIGOSW Relés Todas las marcas

Flujo de carga DigsilentCortocircuito DigsilentEstabilidad DigsilentTransitorios ATP. PSCADProtecciones Digsilent, CAPEERP (Avisos) SAPInf. Operativa SIO, SIGOSW Relés Todas las marcas


� No todas las perturbaciones requieren profundizar el análisis, pero si se requiere seleccionarlo y registrarlo sistemáticamente para fines de análisis estadístico.

� Las perturbaciones que requiere mayor análisis del equipo de operación son las que presentan anomalías en el equipamiento o instalaciones, sistema de potencia o desempeño de la persona.

� Las ocurrencias graves se caracterizar por traer grandes consecuencias a los consumidores, sistemas aislados o al sistema interconectado. Para estas ocurrencias existe el equipo de trabajo con especialistas de análisis de la operación y de la protección.

Contenido

1. Introducción

2. Comportamiento del Sistema Eléctrico Peruano en el Corto Plazo (AMA)






91



� Archivos COMTRADE



Recursos para el Análisis de PerturbacionesSistemas de Información - Red de Gestión Operativa

Con Software se toma el control de la PC REMOTA


Centro de Control

la PC REMOTA

92 92

Trigger26/08/2004

06:42:58 a.m..673

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iA/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iB/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iC/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iN/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vA/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vB/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vC/kV

-200

-100

0

100

U0*

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

U0*/kV

0

5

10

��/��01� ��1��

Recursos para el Análisis de PerturbacionesSistemas de Información - Red de Gestión Operativa

Trigger26/08/2004

06:42:58 a.m..673

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iA/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iB/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iC/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iN/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vA/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vB/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vC/kV

-200

-100

0

100

U0*

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

U0*/kV

0

5

10

��/��01� ��1��

Centro de Control


Recursos para el Análisis de PerturbacionesSistemas de Información - Sistema de Información Operativo

NOMBRE DE SUBESTACION


� Se registra información de la operación del sistema.

FIN

INICIO

Contenido

1. Introducción


3. Importancia del Análisis Fallas (HAT)





95



� Archivo Comtrade



� El formato COMTRADE es un formato estándar usado en las para trabajar conregistros oscilográficos

� Un registro oscilografíco en formato COMTRADE esta compuesto por:

*.hdr Archivo de Encabezamiento, comentarios sobre el registro, opcional.

*.cfg Archivo de Configuración.

*.dat Archivo de Datos, muestreo.

*.dg4 Cambios personalizados, opcional.

EL FORMATO COMTRADE


*.dg4 Cambios personalizados, opcional.

*.rio Archivo de de ajuste de protecciones, opcional.

� Los datos para los archivos COMTRADE puede ser obtenidos de los registradores defallas, relés digitales y programas de simulación transitoria como el ATP, EMTP.

� Los estándares que definen el Formato COMTRADE son:

IEEE Std C37.111-1991 (Modificaciones en el 97 y 98)

IEEE Std C37.111-1999

Pueden ser de dos tipos ASCII ó BINARIOS se recomienda emplear los ASCII.

96

� El Archivo de Encabezado “xxxxxxxx.HDR”

Este es un archivo de texto opcional creado porel Originador de los datos COMTRADE,típicamente a través de un editor de Texto comoel Notepad ó WordPad.

El creador del archivo de encabezado puedeincluir cualquier información que considerenecesaria ó importante.

Recursos para el Análisis de PerturbacionesArchivos COMTRADE - El Formato COMTRADE

GuadalupeGuadalupe

Guadalupe

Guadalupe

220 kV


97

necesaria ó importante.

Guadalupe

� El Archivo de Configuración“xxxxxxxx.CFG”

Este archivo contiene informaciónnecesaria que para que un programacomputacional (SIGRA) interprete elarchivo de datos. Este archivocontiene información tales como:

Antes de trabar con los archivosCOMTRADE se tiene que verificar lossiguiente:


Guadalupe


� Nombre y Ubicación, Identificación delregistrador, año del Estándar.

� Numero y tipo de canales.

� Nombre de canales, Unidades, y factores deconversión.

� Frecuencia de la línea.

� Tasa de muestreo y numero de muestras porcanal.

� Fecha y hora del primer punto de datos.

� Fecha y hora del punto de disparo

� Tipo de archivo de datos

� Time Stamp Multiplication Factor.

- Que las unidades sean A, V, kA, ó kV. Sino fuera así reemplazarlos.

98

� El Archivo de Datos “xxxxxxxx.DAT”

El archivo de datos contiene valores en filas y columnas donde cada fila consiste deuna serie de valores de datos precedidos por dos números que indican la posición yel tiempo de ocurrencia. Este archivo debe tener el mismo nombre de los archivosde encabezamiento y de configuración y su extensión es "DAT“.



99

SIGRA es un programa incluido dentro del DIGSI, este programa es usado para analizareventos en formato COMTRADE.Las variables se pueden representar de las siguientes formas:

Diagramas en func. del tiempo Diagramas vectoriales

Recursos para el Análisis de PerturbacionesArchivos COMTRADETrabajando con Oscilografías y Archivos COMTRADE


100

Diagramas Circ. (Z y P) Armónicos

Tabla de datos

Para cargar el SIGRA:Inicio/programas/Siemens Energy/SIGRA 4.3

Cuando se abre, el programa le preguntara si desea asignar canales, haga click



101

Cuando se abre, el programa le preguntara si desea asignar canales, haga clicken “SI”, si ya están asignados no aparecerá esta pantalla.

Asigne las señales:IL1, IL2, IL3, IEUL1E, UL2E, UL3Epara obtener todas señales analógicasdisponibles.

En algunos casos se puede obviar IE.

Asignando señales y configurando el “SIGRA”



102

En algunos casos se puede obviar IE.K1: nos representa la línea 1.

Valores para el cálculo de impedancia:

Si desea calcular la impedancia fase atierra ingrese los valores RE/RL y XE/XL.



103

Asignar línea acoplada:

Si tiene línea paralela con acoplamientomutuo ingresar los valores de:

RM/RL y XM/XL.

Donde la línea K1 es acoplada con uno



104

Donde la línea K1 es acoplada con unode las líneas K.

Cargar un segundo registro:

1. Cargar el primer registro.2. Edit -> Fault record -> Add (abrir el nuevo registro)3. Ok



105

Sincronizar dos registros:

1. Sincronizar los dos registros.2. Edit -> Synchronous Fault Records3. Ok



106

Convertir dos archivos comtrade en Uno:1. File -> Comtrade Export…2. Seleccionar señales3. Save, nombrar y ubicar

Para exportar todo el registro, primero en:View -> Zoom -> optimize



107

Localización del relé SIEMENS:



108

1. View -> Fault locator2. Ok

Localización de fallas:



109

X/O

hm(prim

ary)

50

75

100

125

150

Archivo .rio:



110

Z1E Z1BE Z2E Z3E Z4E Z5E Z L1E*

Z L2E* Z L3E*

R/Ohm(primary)

-400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400

X/O

hm(prim

ary)

-75

-50

-25

0

25

50

Archivo .rio:

P2P3

P4



111

Se puede adicionar mas puntos, elpolígono forma en forma según lasecuencia ingresada en forma antihoraria.

Fase

tierra

P1P2P3P4P5

P1

P5

Contenido

1. Introducción







112


� Normatividad

� Procesos Internos de REP

� Metodología

7. Análisis de perturbaciones - Casos Aplicativos de Análisis de fallas en el sistema de transmisión

Metodología y criterios para el Análisis de PerturbacionesNormatividad

� ��

��

��

��

��

02:30h

04:00h

60:00h

72:00hNT

CO

TR

©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.113

��

��

��

��

4 días

InformeComplementario del Agente

30 días

20 días

NT

CS

E

�� 45 días

Contenido

1. Introducción


3. Importancia del Análisis Fallas (HAT)





114


� Normatividad


� Metodología


La gerencia Planea y Programa la Operación.

Los mejoramientos se alcanzan cuando se estandarizan y se aseguran resultados sistemáticamente

�.+*"Programación

�.+* Planificación

�.+*&Administración de SOM

Proyectos de mejora

Metodología y criterios para el Análisis de PerturbacionesProceso Interno de REP


115

Los Programas setransforman en acciones que se realizan en el Día a Día.

Se evalúan losresultados frente a las metas planteadas.

�.+*�Ejecución

�.+*(Evaluación


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4 "� �� A61,%?@� �� ,0"6%�

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3

Trigger26/08/2004

06:42:58 a.m..673

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iA/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iB/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iC/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iN/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vA/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vB/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vC/kV

-200

-100

0

100

U0*

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

U0*/kV

0

5

10

��/��01� ��1��

�� #��#��

��,��,��4�5,��

Metodología y criterios para el Análisis de PerturbacionesProceso Interno de REP – Elaboración Informe Final

Informe Final de Fallas


117

��,6,6��7��8��.

Departamentos de Transmisión1. Norte2. Centro3. Este4. Sur

Mantenimiento Especializado1. Equipos de patio2. Líneas de Transmisión

ProyectosEquipo de Evaluación de la Operación1. Análisis Operativo2. Operación en Tiempo

Real


RecuperaciónInformación

ProcesamientoInformación

SeguimientoAnomalías

ReporteInforme

Entrada Salida


118

Retroalimentación


Recuperación de la InformaciónRecuperación de la Información

ElementoFallado

Relés

Sistema Control

AsistenteREGOSCADA


119

AsistenteSubestación

REGOSCADA

SistemaInformación

EquipoEvaluaciónOperación

Informacióndisponible


Procesamiento de la InformaciónProcesamiento de la Información


CentroControl

Informacióndisponible

InformaciónDisponible

SistemaInformación

MantenimientoEspecializado

Asistente Subestaciones

InformeSubestación

InformaciónEspecializada


120

SIGO

Información procesadadisponible

InformaciónAnalizada

InformaciónAnalizada

Metodología y criterios para el Análisis de PerturbacionesProceso Interno de REP – Reporte de Informes


CentroControl

COES

SIGO

Informe finalReporte AnomalíasReporte Recomendaciones Informe Preliminar

Informe Preliminar (2h)Informe Final (60h)

Informes y Reportes


121

SistemaInformación

Informe Preliminar

Informe finalReporte AnomalíasReporte Recomendaciones

Informes y ReportesDisponibles para los usuarios

EjecuciónMantenimiento

Avisos de anomalía en SAP

SAPNotificación Avisos

Metodología y criterios para el Análisis de PerturbacionesProceso Interno de REP – Seguimiento de Anomalías

SAP

Atenciónde aviso


122


SIGO

Mantenimiento

Anomalíaatendida

Conocimientoanomalía atendida

118

,�>�1,�<�?�

Trig ger2 6/08/20 04

0 6:42:58 a.m..67 3

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iA/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iB/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iC/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iN/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

v A/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

v B/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

v C/kV

-200

-100

0

100

U0 *

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

U0 */k V

0

5

10

��/��01� ��1��

Contenido

1. Introducción







123


� Normatividad


� Metodología


�Recopilación de Insumos: (oscilografías de la ocurrencia, datos del evento dedesconexión forzada de los interruptores, señalizaciones de los equipos deprotección y automatismos digitales, señalización visuales en la subestación,maniobras de operación desconexión y reposición del sistema, datos deparametrización de los relés, esquemas funcionales, informes de mantenimientode subestaciones, informe preliminar de falla elaborado por OTR, informepreliminar de subestaciones y líneas).

Metodología y criterios para el Análisis de PerturbacionesProceso Interno de REP - Metodología


124

� Clasificación de lasoscilografías.

�Prioridad 1: Oscilografías delrelé del elemento fallado.�Prioridad 2: Oscilografías delos relés de la subestación perono del elemento fallado.�Prioridad 3: Oscilografías deotras subestaciones que sonnecesarias para el análisis).

Mínimamente se requiere.

� Tipo de falla en cuanto a su naturaleza eléctrica (cortocircuito, fase abierta, sobre o mínima tención, sobre o mínima frecuencia, ferrorresonancia, presencia de armónicos, etc.).

� Identificación de las fases afectadas con o sin tierra.

� Determinación del tiempo de actuación de la protección, tiempo de desconexión del

Metodología y criterios para el Análisis de PerturbacionesProceso Interno de REP – Análisis de Oscilografías


125

la protección, tiempo de desconexión del interruptor y duración de la falla.

� Confirmación del recierre automático y su tiempo de operación.

� Medida de las condiciones operativas pre falla (tensión, corriente y potencia)

� Medida de las condiciones de falla (corriente de cortocircuito y tensión en las 3 fases)

� Medida de las condiciones operativas pos falla (tensión, corriente y potencia) en caso la falla sea externa.

Mínimamente se requiere

� Identificación de la desconexión y confirmación de la desconexión automática de los interruptores.

� Constatación de eventuales fallas en el interruptor.

� Constatación de las funciones de

Metodología y criterios para el Análisis de PerturbacionesProceso Interno de REP – Análisis de eventos y señales


126

� Constatación de las funciones de protección actuantes.

� Constatación de la actuación de las señalizaciones locales y remotas.

� Constatación de las protecciones actuantes con las fases actuantes.

� Confirmación del tiempo de actuación de la protección.

Es deseable y esclarecedor que haya.

� Identificación, constatación o confirmación de problemas físicos en la red o equipos eventualmente detectados por la protección.

� Identificación o constatación de la existencia de un factor agravante (lluvias, vientos, rayos, nieve, eventos extraordinarios, etc.)

� Identificación, constatación o confirmación de causas contributivas a la falla (horario punta, cargas especiales, etc.)

Metodología y criterios para el Análisis de PerturbacionesProceso Interno de REP – Análisis de Inf. de Op. y Mant.


127

cargas especiales, etc.)

� Identificación, constatación o confirmación de errores humanos o actuaciones accidentales propias de la empresa.

� Identificación, constatación o confirmación de acciones humanos de empresas ajenas.

� o actuaciones accidentales propias de la empresa.

� Constatación o confirmación de ocurrencias semejantes al anterior.

Este análisis se efectúa sobre la protección cuando actúa o cuando deja de actuar.

� Identificar datos del instante de la falla .

� Identificar el circuito, trecho del circuito o componente de la subestación donde ocurrió la falla.

� Identificar la naturaleza de la falla y su causa.

Metodología y criterios para el Análisis de PerturbacionesProceso Interno de REP – Análisis del desempeño de la protección


128

causa.

� Centrar la atención en las protecciones del elemento fallado.

� Verificar la existencia de oscilografías del elemento fallado (prioridad 1).

� Verificar la existencia de oscilografías de los relés de elementos externos (prioridad 2, 3).

� Identificar las funciones de protección que actuaron y dejaron de actuar para el elemento fallado

Con la corriente de cortocircuito y el ajuste del relé de protección se evalúa la actuación de cada función de la protección y se califica su desempeño se clasifica como:

� Actuación correcta (cuando la función actúa para lo que fue prevista)

� Actuación correcta aceptable (cuando la función actúa coherentemente a sus ajustes y filosofía).

� Actuación incorrecta (cuando la función

Metodología y criterios para el Análisis de PerturbacionesProceso Interno de REP – Análisis del desempeño de la protección


129

� Actuación incorrecta (cuando la función actúa para lo que no fue prevista).

� Actuación accidental (cuando la función actúa como consecuencia de factores externos sin presencia de falla en la red).

� No actuación (cuando la función deja de actuar al existir las condiciones y necesidad de actuar).

� Actuación sin datos para análisis (cuando con la información disponible no es posible evaluar el desempeño del relé).

X

Contenido

1. Introducción







130



Contenido1. Introducción

2. Importancia del análisis de las perturbaciones y recursos necesarios

3. Análisis de perturbaciones

4. Metodología y criterios de evaluación

5. Comportamiento del sistema eléctrico de transmisión


7. Recursos de oscilografías y registros de eventos.


131


8. Casos Aplicativos - Análisis de fallas en Sistemas de transmisión

� Análisis de Fallas en Líneas de Transmisión

� Recierre exitoso de la L-2232 Chimbote –Trujillo

� Recierre no exitoso de la L-2232 Chimbote –Trujillo

� Desconexión por falla bifásica a tierra de L-1008

� Desconexión por falla trifásica L-1125

� Desconexión Línea L-1122 Tingo María – Aucayacu 138kV

� Pérdida de la Interconexión Mantaro - Socabaya

��

��

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónRecierre exitoso de la Línea L-2232 Trujillo – ChimboteDescripción del evento


��

EVENTO: Recierre monofásico exitoso de la fase "S" en la Línea L-2232 (Chimbote - Trujillo 220 kV).

DÍA: Ocurrida el 13 de marzo de 2010 a las 07:34 a.m.UBICACIÓN: 75.6 km de la SE. ChimboteCONSECUENCIA: No hubo restricción de suministro. Las protecciones se

desempeñaron correctamente.

t/s0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8

iL1/kA

-2

-1

0

1

t/s0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8

iL2/kA

-2

-1

0

1

t/s0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8

iL3/kA

-2

-1

0

1

t/s0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8

iE/kA

-2

-1

0

1

t/s0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8

uL1/kV

-100

0

100

Pre falla

FallaRecierreRecierre Post FallaPost Falla


t/s0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8

uL2/kV

-100

0

100

t/s0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8

uL3/kV

-100

0

100

t/s0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8

AR CLOSE Cmd.Relay TRIP L2

>CB Aux. L3>CB Aux. L2>CB Aux. L1

EF Tele SENDEF forward

EF 3I0p PickupEF 3I0> Pickup

EF Pickup>EF Rec.Ch1

DisTRIP Z1B TelDis.TripZ1/1p

Dis. forwardDis.Pickup E

Dis.Pickup L2Dis.T.SEND

>DisTel Rec.Ch1

Señales DigitalesSeñales Digitales

��

��

� ��

��

��

��

��

��

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónRecierre exitoso de la Línea L-2232 Trujillo – ChimboteCondiciones Operativas previas.


+90°

-90°

±180° 0°

150.0 kV400.0 A

uL3

uL2

uL1

iE

iL3

iL2

iL1

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónRecierre exitoso de la Línea L-2232 Trujillo – ChimboteRegistro de oscilografías

��

��

� ��

��


��

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL1/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL2/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL3/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iE/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL1/kA

-2

-1

0

1

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL2/kA

-2

-1

0

1

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL3/kA

-2

-1

0

1

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iE/kA

-2

-1

0

1

64ms704ms

74ms 650ms

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónRecierre exitoso de la Línea L-2232 Trujillo – ChimboteRegistro de SOE rele


Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónRecierre exitoso de la Línea L-2232 Trujillo – ChimboteDiagrama de impedancia durante la falla

��

��

� ��

��










138





� Recierre no exitoso

� Desconexión por falla bifásica a tierra

� Desconexión por falla bifásica.

� Desconexión por falla trifásica

� Desconexión por falla monofásica evolutiva



Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónRecierre no exitoso de la Línea L-2232 Trujillo – ChimboteDescripción del Evento y Zona de análisis

��

��


��

EVENTO: Recierre monofásico no exitoso de la fase "S" en la Línea L-2232 (Chimbote - Trujillo 220 kV).

DÍA: Ocurrida el 10 de marzo de 2010 a las 07:29 a.m.UBICACIÓN: 79.1km de la SE. ChimboteCONSECUENCIA: No hubo restricción de suministro. Las protecciones se


t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL1/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL2/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL3/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iE/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

uL1/kV

-200

-100

0

100

Pre falla

FallaRecierreRecierre

Cierre en fallaCierre en falla


t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

uL2/kV

-200

-100

0

100

t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

uL3/kV

-200

-100

0

100

t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

1pole open L2Line closureCB1S CLOSCB1R CLOS

AR CLOSE Cmd.Relay TRIP L3Relay TRIP L2Relay TRIP L1EF Tele SEND

EF TripEF forward

EF 3I0p PickupEF 3I0> Pickup

>EF Rec.Ch1DisTRIP Z1B Tel

Dis.TripZ1/1pDis. forward

Dis.Pickup EDis.Pickup L2

Dis.T.SEND>DisTel Rec.Ch1


Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónRecierre no exitoso de la Línea L-2232 Trujillo – ChimboteCondiciones previas

��

��

� ��

��

��

��

��

��


+90°

-90°

±180° 0°

60.0 V600.0 mA

uL3

uL2

uL1iL3

iL2

iL1

+90°

-90°

±180° 0°

60.0 V2.0 A

uL3

uL2

uL1iE

iL3

iL2

iL1

iL1 iL2 iL3

iE uL1 uL2

uL3

+90°

-90°

±180° 0°

400.0 A

iE

iL3

iL2

iL1

+90°

-90°

±180° 0°

1.0 kA

iE

iL3

iL2iL1

iL1 iL2 iL3

iE

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónRecierre no exitoso de la Línea L-2232 Trujillo – ChimboteRegistro de oscilografías

��

��


��

t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL1/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL2/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iL3/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1

iE/kA

-1.0

0.0

1.0

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

iL1/kA

-2

-1

0

1

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

iL2/kA

-2

-1

0

1

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

iL3/kA

-2

-1

0

1

t/s0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

iE/kA

-2

-1

0

1

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónRecierre no exitoso de la Línea L-2232 Trujillo – ChimboteDiagrama de impedancia durante la falla

��

��

� ��

��










144







� Desconexión por falla bifásica.

� Desconexión por falla trifásica

� Desconexión por falla monofásica evolutiva



Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónDesconexión de la Línea L-1008 Tintaya – Callalli falla bifásicaDescripción del evento

��

��

��


EVENTO: Desconexión de la línea L-1008 (Callalli – Tintaya) de 138 kV. debido a falla bifásica RS a tierra

DÍA: Ocurrida el 19 de marzo de 2010 a las 06:22 p.m.UBICACIÓN: 14.2 km de la SE. CallalliCONSECUENCIA: No hubo restricción de suministro. Las protecciones se


t/s-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

K1:iL1/kA

-2

-1

0

1

t/s-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

K1:iL2/kA

-2

-1

0

1

t/s-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

K1:iL3/kA

-2

-1

0

1

t/s-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

K1:iE/kA

-2

-1

0

1

t/s-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

K1:uL1/kV

-100

0

t/s-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

K1:uL2/kV

-100

0

Pre falla

Falla Post FallaPost Falla


t/s-100

t/s-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

K1:uL3/kV

-100

0

t/s-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

K1:uSYN2/kV

-100

-50

0

50

t/s-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

AR is blockedAR in progress

AR not readyRelay TRIP

Relay TRIP L3Relay TRIP L2Relay TRIP L1

Relay PICKUP ERelay PICKUP L3Relay PICKUP L2Relay PICKUP L1

Relay PICKUP>CB1 Pole L3>CB1 Pole L2>CB1 Pole L1

EF Tele SENDEF Pickup

>EF Rec.Ch1Dis.Pickup E

Dis.Pickup L3Dis.Pickup L2Dis.Pickup L1

Dis.T.SEND>DisTel Rec.Ch1


Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónDesconexión de la Línea L-1008 Tintaya – Callalli falla bifásicaCondiciones previas

��

��

��

+90° +90°+90° +90°

13.7MW


+90°

-90°

±180° 0°

80.0 kV80.0 A

K1:uL3

K1:uL2

K1:uL1

K1:iL3

K1:iL2K1:iL1

+90°

-90°

±180° 0°

80.0 kV1.5 kA

K1:uL3

K1:uL2K1:uL1

K1:iE

K1:iL3

K1:iL2

K1:iL1

K1:iL1 K1:iL2

K1:iL3 K1:iE

K1:uL1 K1:uL2

K1:uL3

+90°

-90°

±180° 0°

80.0 kV80.0 A

K1:uL3

K1:uL2

K1:uL1

K1:iL3

K1:iL2K1:iL1

+90°

-90°

±180° 0°

80.0 kV1.5 kA

K1:uL3

K1:uL2K1:uL1

K1:iE

K1:iL3

K1:iL2

K1:iL1

K1:iL1 K1:iL2

K1:iL3 K1:iE

K1:uL1 K1:uL2

K1:uL3

+90°

-90°

±180° 0°

80.0 kV80.0 A

uL3

uL2

uL1

iL3 iL2

iL1

+90°

-90°

±180° 0°

80.0 kV800.0 A

uL3uL2

uL1iE

iL3

iL2

iL1

iL1 iL2 iL3

iE uL1 uL2

uL3

+90°

-90°

±180° 0°

80.0 kV80.0 A

uL3

uL2

uL1

iL3 iL2

iL1

+90°

-90°

±180° 0°

80.0 kV800.0 A

uL3uL2

uL1iE

iL3

iL2

iL1

iL1 iL2 iL3

iE uL1 uL2

uL3

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónDesconexión de la Línea L-1008 Tintaya – Callalli falla bifásicaRegistro de oscilografías

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Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónDesconexión de la Línea L-1008 Tintaya – Callalli falla bifásicaDiagrama de impedancia durante la falla

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150









Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónDesconexión Línea L-1122 Tingo María - AucayacuConfiguración del Sistema Tingo María – Aucayacu - Tocache


151

EVENTO: Falla monofásica en la fase “R” de la línea L-1122 (Tingo María –Aucayacu)

DÍA: 9 de diciembre de 2008HORA: 22:07:52 horasUBICACIÓN: 29.9 km de la SE. Tingo MaríaCONSECUENCIA: Desconexión de la línea L-1122 y transformador T28 de la SE.

Aucayacu. Desconexión de la línea L-1124 (Aucayacu Tocache 138kV) . Interrupción del servicio de Aucayacu y Tocache

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónDesconexión Línea L-1122 Tingo María - AucayacuDescripción del Evento

� Se produce una falla monofásica en la fase “R” de la línea L-1122. La misma seprodujo debido a una pérdida de aislamiento en una cadena de aisladores debido auna descarga atmosférica a 29.9 km de la SE. Tingo María.


152

� Las cargas en Aucayacu y Tocache era de 1 MW y 2.2 MW respectivamente.

� La línea L-1122 es de 44.2 km y la L-1124 de 107.8 km .

� Sistema radial desde Tingo María hasta Tocache, con baja transferencia de carga.

� Potencia de cortocircuito en Tingo María 138kV igual a 2.3 kA.

� A los 531 ms desconecta el transformador T28-162 por actuación de su protecciónde sobrecorriente a tierra



153

� A los 605 ms la protección 21 de la línea L-1122, en la SE. Tingo María ordenadisparo trifásico del interruptor IN-2472 (aparentemente en tiempo de zona 2).

� Solo abrieron las fases “R” y “T”.



154

� A los 2.42 s al continuar la fase “S” del interruptor IN-4272 cerrada actúa laprotección de discordancia de polos ordenando disparo trifásico, sin embargo elinterruptor continuó cerrado.

� A los 3.63 s se produjo la desconexión de la línea L-1124 por actuación de suprotección de sobretensión



155

� Se interrumpió el servicio de las cargas alimentadas desde las subestacionesAucayacu y Tocache.

� El interruptor IN-4272 se cerró a las 22:10:57 reponiendo la línea L-1122 (3 minutosdespués de la falla) empezando la recuperación de los suministros interrumpidos demanera normal.

� La fase “S” del interruptor IN-4272 no abrió.



156

� La línea L-1122 en la SE. Tocache no contaba en la fecha de la falla con protecciónalguna por lo que el interruptor IN-4080 siempre queda cerrado para eventos de fallaen la línea. Esto porque el sistema Tingo María – Aucayacu – Tocache eratotalmente radial.

� La protección de la línea L-1122 en la SE. Tingo María no contaba con esquema derecierre (sistema radial).

� La protección de la línea L-1122 constaba con un solo relé de distancia (7SA511)

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónDesconexión Línea L-1122 Tingo María - AucayacuAnálisis de la Falla: Cuestiones Adicionales a tener en Cuenta para el Análisis


157

� La falla ocurre a 22.9 km de la SE. Tingo María, esta falla se encuentra al 67.6% dela línea, por lo que se encuentra dentro de la zona 1 de la protección de distancia(ajustada generalmente al 85% de la línea), debiendo actuar en tiempo instantáneo.

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónDesconexión Línea L-1122 Tingo María - AucayacuAnálisis de la Falla: Reconstrucción del Evento


158

� Del diagrama de impedancia del relé observamos que la falla ingresa a la zona 1,sin embargo la protección dispara recién a los 605 ms. de ocurrido el evento.



159

� Se pueden formular las siguientes preguntas:

� ¿Porqué el relé no actuó de forma instantánea si la impedancia de falla seencuentra en la zona 1?

� ¿Acaso el relé actuó en zona 2?

� ¿Actuó mal el relé?

� Se debe ahondar en el análisis para responder estas preguntas.



160

�Del mismo diagrama anterior, se observa que laimpedancia de las fases sanas se encuentran cercanas alas zonas de disparo de la protección de distancia.



161

� De la oscilografía de la protección 21, se observa un aumento de corrientes en lasfases sanas “S” y “T” producto de la falla. No se observa mayor cambio en lastensiones.



162

� De las señales digitales de la protección 21, se observa que el relé inicialmentedetecta la falla como reversa y luego de la desconexión del T28-162 recién la veadelante.



163

� De información recogida del manual del relé 7SA511 respecto a su criterio deselección de fase fallada se tienen tres condiciones necesarias para su operación:

� La impedancia de la fase fallada debe encontrarse dentro de la zona ajustadaen el relé para tal fin.

� La corriente de las fases falladas debe superar un umbral de corriente Iphmin>de ajuste mínimo para ser tomadas en cuenta.

� Si existiera más de un lazo en falla que cumpla con las dos condicionesanteriores, entonces el relé considera válidos únicamente aquellos cuya



anteriores, entonces el relé considera válidos únicamente aquellos cuyaimpedancia no sea mayor que el lazo que registre la menor impedancia.

� Para la falla analizada, se cumplieron las tres condiciones para las fases “R” (dondeocurrió la falla) y la “T”.

164

� El relé detectó una falla “RTN”, priorizando el lazo de la fase “T”, por lo que la fallafue tomada en zona reversa (impedancia fase “T” ubicada hacia “atrás”)



165

� A los 531 ms, la corriente por la fase “T” disminuyó a 59A por lo que a partir deese instante el relé ve la falla hacia adelante ordenando el disparo instantáneopor zona 1.



166

� A los 605 ms con la apertura de las fases “R” y “T” el sistema es liberado de la fallapero la línea queda energizada por la fase “S”, cuyo polo no aperturó por problemasmecánicos en el interruptor IN-4072.



167

� No se cuentan con más registros de la protección de distancia de la línea L-1122.Sin embargo se cuenta con un registrador de fallas instalado en la SE. Tingo Maríael cual permite registros mayores de tiempo.



168

� Las sobretensiones registradas alcanzan valores de 1.52 p.u., valor que supera latensión máxima de soportabilidad en régimen continuo de los pararrayos(generalmente este límite está entre 1.2 y 1.3 p.u. de la tensión nominal deoperación).

� La obtención de estas oscilografías y su respectivo análisis fue posible gracias a lainformación recogida del registrador de fallas en la SE. Tingo María.



169

� Se efectuó la revisión del interruptor IN-4072 encontrándose un problema mecánicoen los topes de accionamiento de la fase “S” (se encontraban rotos).

� Reducir el ajuste de corriente Iphmin> en la protección 7SA511 para evitar quefallas de este tipo no sean detectadas en zona reversa y sean despejadasadecuadamente. Se ajustó en 95 A después de realizar varias simulaciones.

� En vista de lo anterior, se recomendó subir la temporización de la protección 51N deltransformador T28-162 para evitar que fallas externas al mismo sean despejadas entiempos menores a 700ms.

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónDesconexión Línea L-1122 Tingo María - AucayacuAnálisis de la Falla: Acciones Correctivas


tiempos menores a 700ms.

� Se recomendó medir las corrientes de fuga en los pararrayos de la línea L-1122 paradetectar si estos equipos habían sido afectados luego de la sobretensión productode la falla.

170

Contenido

1. Introducción






171







MANTARO COTARUSE SOCABAYAXC2

XC1 XC3

XC4B2 B3

B1 B4

XL12XL13

IP5

IP7

IP8IP2

IP1

IP4

IP3

L-2052

L-2051 L-2053

L-2054

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónPérdida de la Interconexión Mantaro - SocabayaConfiguración Interconexión Mantaro - Socabaya


172172

XL11 XL14

IP6

SEINSUR

L-2051 L-2053

EJEMPLO DE ESTADO DE INTERRUPTORES

A Cerrado

B Abierto

C AbiertoEVENTO: Falla trifásica en la línea L-2053 y falla monofásica en la línea L-2054

DÍA: 18 de marzo de 2007HORA: 13:54:57 horasUBICACIÓN: 187.2 km de SE SocabayaCONSECUENCIA: Pérdida de la interconexión Mantaro-Socabaya

MANTARO COTARUSE SOCABAYAXC2

XC1 XC3

XC4B2 B3

B1 B4

XL12XL13

IP5

IP7

IP8IP2

IP1

IP4

IP3

L-2052

L-2051 L-2053

L-2054

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónPérdida de la Interconexión Mantaro - SocabayaConfiguración Pre – Falla


173173

XL11 XL14

IP6

IP1 IP3


A Cerrado

B Abierto

C Abierto

SEINSUR

L-2051 L-2053

� Líneas L-2051, L-2052, L-2053 y L-2054 en servicio.� Reactores XL11, XL12, XL13 y XL14 en servicio.� Banco compensador XC2 fuera de servicio.� Banco compensador XC1, XC3 y XC4 en servicio.� Autotransformador T1 y T2 en servicio.� Se transmitía 244,0MW de Cotaruse a Socabaya.

L-2054

MANTARO COTARUSE SOCABAYA

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1Ø

L-2052

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónPérdida de la Interconexión Mantaro - SocabayaConfiguración en Proceso de Falla


174174

L-2053

1Ø

3Ø

SEINSUR

87

8787

87

L-2051


DISPARO MONOFÁSICO

“INICIO PROCESO DE RECIERRE”

L-2052 L-2054



175175

DISPARO TRIFÁSICO

SEINSUR

59

MVTU

DTT

L-2053


A Cerrado

B Abierto

C Abierto


“PROCESO DE RECIERRE”

L-2052 L-2054



176176

DISPARO TRIFASICO

SEINSUR

L-2051 L-2053


“RECIERRE EXITOSO”

L-2052 L-2054



177177

SEINSUR

L-2051 L-2053


OSCILACIÓN DE POTENCIA

21

SEL-321

L-2052

DTT

DISPARO TRIFÁSICO



178178

SEINSUR

L-2051 L-2053


L-2052 L-2054



179179

SEINSUR

L-2051 L-2053

� Como consecuencia de una falla de estas características se presentó el año 2005 yfue analizado con simulaciones y presentado al COES por el ConsorcioTransmantaro.

� En ese informe se propusieron medidas para atenuar el efecto de lassobretensiones, minimizando el riesgo de la desconexión de la interconexión, lascuales fueron implementadas en el campo.

� Las sobretensiones armónicas en la fase “C” de la L-2051 en la S.E. Cotaruse son

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónPérdida de la Interconexión Mantaro - SocabayaAnálisis de la Falla


180

Las sobretensiones armónicas en la fase “C” de la L-2051 en la S.E. Cotaruse sonprovocadas por un fenómeno de resonancia (Informe Transmantaro).

� La resonancia se presenta cuando una fase está conectada en antena, conectadodesde la S.E. Mantaro o conectado desde la S.E. Cotaruse.

� Las fallas simultáneas en las líneas L-2053 y L-2054 fueron provocadaspor fuertes descargas atmosféricas.

� La falla trifásica en la línea L-2053 fue despejada correctamente por suprotección diferencial de línea con disparo trifásico definitivo.

� La falla monofásica en la línea L-2054 fue despejada correctamente condisparo monofásico seguida de un recierre exitoso.

� La línea L-2051 fue desconectada correctamente por su protección desobretensión en la S.E. Cotaruse debido a la presencia de

Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de TransmisiónPérdida de la Interconexión Mantaro - SocabayaConclusiones


181

sobretensión en la S.E. Cotaruse debido a la presencia desobretensiones armónicas en la fase “C”, conectada en antena.

� La línea L-2054 desconectó en la S.E. Cotaruse por actuación de suprotección de distancia debido a una pérdida de sincronismo entre losgeneradores del Sistema Centro-Norte y Sur del SEIN.

Contenido

1. Introducción






182




� Análisis de fallas en Líneas de Transmisión

� Colapso Zona Este

� Se produjo una falla monofásicaen la fase T cuya causa yubicación se desconocía.

Análisis de fallas en Líneas de TransmisiónColapso Zona Este 05 de Diciembre de 2010Descripción del Evento


ubicación se desconocía.

� Esa falla provoco el colapso delSEIN – Zona Este.

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L-2253

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Análisis de fallas en Líneas de TransmisiónColapso Zona Este 05 de Diciembre de 2010Zona de Análisis


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Fuera de servicio por mantenimiento

Fuera de servicio por mantenimiento

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Análisis de fallas en Líneas de TransmisiónColapso Zona Este 05 de Diciembre de 2010Condiciones Operativas Previas


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Falla monofásica fase T.Zona 2 � Forward.

RELE DE DISTANCIA

RELES DE DISTANCIACarhuamayo

L-2265Falla monofásica fase T.Zona 4 � Reverse.

RELES DE DISTANCIAParagsha


RELES DE SOBRECORRIENTET37-211 Paragsha

Análisis de fallas en Líneas de TransmisiónColapso Zona Este 05 de Diciembre de 2010Localización de la falla de acuerdo a los relés


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RELE DE DISTANCIA

Falla monofásica fase T.Zona 2 � Forward.




El análisis del relé 87B indica que la falla no fue en la

Barra

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L-2253

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L-2253

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Análisis de fallas en Líneas de TransmisiónColapso Zona Este 05 de Diciembre de 2010Actuación de los relés


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L-2253

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688 ms466 ms

�� VIZCARRA TINGO MARIA

AGUAYTIA

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HUANUC

L-2253

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L-2252 L-2251

L-1120

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TOCACHE

L-1122 L-1124



HUANUCO

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AGUAYTIA

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AGUAYTIA

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L-2253

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L-2252 L-2251

L-1120

L-1

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AUCAYACU

TOCACHE

L-1122 L-1124



HUANUCO

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AGUAYTIA

PARAGSHA

HUANUC

L-2253

L-2

254

L-2252 L-2251

L-1120

L-1

121

AUCAYACU

TOCACHE

L-1122 L-1124

Análisis de fallas en Líneas de TransmisiónColapso Zona Este 05 de Diciembre de 2010Falla despejada


HUANUCO

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CARHUAMAYO

L-2

258

L-2

259L-2265

L-2266

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� Con el análisis efectuado a las 60 horas de ocurrido el evento, ya se tenia laseguridad que la falla monofásica de la fase T no fue en ninguna de lasinstalaciones de REP.

� Las líneas L-2254, L-2258, L-2259, L-1121 y L-1120 desconectaron comorespaldo ante una falla no despejada.

� La desconexión de las línea L-1121 y L-1120 fue por perdida de sincronismo.El proceso oscilatorio se produjo a través del enlace débil de 138 kV entre laCH. Gera y los motores de Antamina contra el SEIN.

Análisis de fallas en Líneas de TransmisiónColapso Zona Este 05 de Diciembre de 2010Conclusiones


CH. Gera y los motores de Antamina contra el SEIN.

SOBRETENSIONES TEMPORALES


Proceso de recuperación del sistema Este luego del Colapso05 de diciembre de 2010 – 10:10 a.m.

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� Durante la reposición del sistema Este, luego de un colapso. Losoperadores intentaban recuperar la carga de Antamina, a través de laslíneas en 138 kV debido a que las líneas L-2253 y L-2254 estabanindisponibles.

Análisis de fallas en Líneas de TransmisiónColapso Zona Este 05 de Diciembre de 2010Reposición del sistema Este - 05 de diciembre de 2010 9:38 a.m


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� Estas maniobras provocaron oscilación de tensión en Vizcarra, deacuerdo a los registros se tiene que la tensión oscilaba entre 183 kV y266 kV.



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Tensión línea a línea en VizcarraValores instantáneos

UL12* UL23* UL31*

t/s-0.75 - 0.7 0 -0.65 -0.60 - 0.55 -0 .50 -0.45 -0.40

U/kV

-30 0

-20 0

-10 0

0

10 0

20 0

30 0

� La frecuencia de oscilación de tensión fue de 7.4 Hz.

� Oscilación de tensión entre 183 kV y 266 kV.

� El operador procede a desconectar el SVC de Vizcarra.

U/kV

250



UL12* UL23* UL31*

-0.70 -0.60 -0.50 -0.40

50

100

150

200

Registro de tensiones de línea a línea valores RMS en Vizcarra

� Impedancia armónica en Vizcarra y Tingo María bajo las condicionespresentadas en el evento.

� Se observa que la impedancia armónica esta cerca de la frecuencia industrial.



Contenido

1. Introducción






201


7. Recursos de oscilografias y registros de eventos.


� Análisis de fallas en Transformadores

� Energización del transformador T15-261 de potencia de Piura

� Desconexión del tranformador T9-261 Huancavelica

� Saturación del transformador de potencia de Tingo Maria

ENERGIZACIÓN DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA


Energización del transformador de Potencia T15-261 Piura21 de diciembre de 2010 10:29 a.m.

� Luego de un mantenimiento programado en el transformador T15-261,este debe entrar a operar en paralelo con el transformador T32-261.

Cierre del interruptor

Análisis de fallas en TransformadoresEnergización del transformador T15-261 Piura21 de diciembre de 2010 10:29 a.m.


iL1-M1 iL2-M1 iL3-M1

t/s0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

I/A

-2

-1

0

1

t/s0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iL1-M1/A

0

100

� Estas corrientes pueden activar la protección diferencial del transformador.

� En el plano Idiff/Irest se puede ver como registra el relé diferencial lacorriente diferencial y la corriente de restricción.


0

t/s0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iL2-M1/A

-400

-300

-200

-100

0

t/s0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iL3-M1/A

0

50

100

150

� Las alta corriente generada por energización (corrientes de inrush) puedeproducir disparos indeseados de la protección diferencial.

� Por la naturaleza de la forma de onda de una corriente Inrush estas corrientestienen un alto contenido de componente 2da armónica, ppor lo cual se ajustala función de bloqueo o restricción por 2do armónico el cual bloquea eldisparo de la protección diferencial durante la energización.

I/A



iL1-M1 iL2-M1 iL3-M1

76.5%0.39

100.0%0.52

31.8%0.16

12.6%0.07

14.2%0.07 2.2%

0.013.5%0.02

78.9%0.67

100.0%0.85

44.9%0.38

7.7%0.07 3.5%

0.032.1%0.02

0.9%0.01

52.1%0.21

100.0%0.40

71.0%0.29

27.2%0.11 14.4%

0.06 8.0%0.03

2.9%0.01

Harmonics/Hz

DC 60 120 180 240 300 360

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Registro de corriente Inrush T15-261 – Contenido armónico.

Cuando un transformador es energizado, sepresenta una corriente de energizacióntransitoria (Inrush).

Esta corriente transitoria de magnetizaciónpuede ser de 8 a 30 veces la corrientenominal del transformador.

� ¿A que se debe esta corriente?



nominal del transformador.

Los factores que determinan la duración ymagnitud de la corriente de magnetizaciónson:

�Capacidad del transformador�Localización del transformador�La resistencia en el sistema de potencia.�El tipo de hierro y su densidad desaturación.�El nivel de flujo residual del transformador

CARACTERISTICAS DE LOS NUCLEOS EN TRANSFORMADORES



Característica de magnetización B-H de núcleo

DESCONEXIÓN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA T9-261 HUANCAVELICA


17 de diciembre 2010 10:43 a.m. .

� Las líneas que van desde Mantaro a Independencia van juntas en lamisma torre, la longitud de estas líneas es de 248 km.

� En el intermedio de la línea L-2204 se encuentra la subestaciónHuancavelica.

� Se produjo una falla monofásica simultanea en la fase S.

Análisis de fallas en TransformadoresDesconexión T9-261 SE Huancavelica 17 de diciembre 2010 10:43 a.m.


� Operación de las protecciones.



t/ s0 . 0 0 . 1 0 . 2 0 . 3 0 . 4 0 . 5 0 . 6 0 . 7 0 .8

iE / A

-5 0 0

-2 5 0

0

2 5 0

5 0 0

Un fenómeno curioso es que durante una falla monofásica las corrientes en el devanado de alta deltransformador se ponen se alinean decir están en fase.

Este fenómeno es conocido como la paradoja de Bauchs.



Los registros oscilograficos muestran las tres corrientes R, S y T prácticamente en fase.Es por este fenómeno que la corriente de neutro llega a tres veces el valor de la corriente de fase.



iL1 iL2 iL3

t/s0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

I/A

-2

-1

0

1

2

Oscilografia del transformador T9-261 Huancavelica, lado de 220 kV.


iL1 iL2 iL3

iE

t/s0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

iE/A

-5.0

-2.5

0.0

2.5

5.0

t/s0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

Relay TRIPRelay PICKUP

IEp TRIPOvercurrentTRIP

Overcurrent PUO/C Earth PUO/C Ph L3 PUO/C Ph L2 PUO/C Ph L1 PU

Como actúo el relé de sobrecorriente ante esta falla.



t/s0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

iE/A

-500

-250

0

250

500

391 A

72 A

240 A

SATURACIÓN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA TINGO MARIA


AT-01 Tingo María05 de diciembre de 2010 9:38 a.m.

t/s-0.58 -0.56 -0.54 -0.52 -0.50 -0.48 -0.46 -0.44 -0.42 -0.40

VR L-2252/kV

-200

-100

0

100

El siguiente registro oscilografico muestra la presencia de corriente de magnetización en eltransformador de Tingo María.

Análisis de fallas en TransformadoresSaturación del transformador AT-01 Tingo María05 de diciembre de 2010 9:38 a.m.


-200

t/s-0.58 -0.56 -0.54 -0.52 -0.50 -0.48 -0.46 -0.44 -0.42 -0.40

VS L-2252/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.58 -0.56 -0.54 -0.52 -0.50 -0.48 -0.46 -0.44 -0.42 -0.40

VT L-2252/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.58 -0.56 -0.54 -0.52 -0.50 -0.48 -0.46 -0.44 -0.42 -0.40

IR ATRAFO 220 KV/A

-20

-10

0

t/s-0.58 -0.56 -0.54 -0.52 -0.50 -0.48 -0.46 -0.44 -0.42 -0.40

IS ATRAFO 220 KV/A

-20

-10

0

10

t/s-0.58 -0.56 -0.54 -0.52 -0.50 -0.48 -0.46 -0.44 -0.42 -0.40

IT ATRAFO 220 KV/A

-20

-10

0

10

32.0%3.96

100.0%12.37

0.3%0.03

1.9%0.24

0.7%0.09

23.1%2.85

0.6%0.08

1.5%0.19

0.2%0.02

IR ATRAFO 220 KV/A

2468

10

Se puede apreciar el contenido armónico de la corriente, principalmente el quinto armónico.



0.03 0.24 0.09 0.08 0.19 0.02

Harmonics/Hz

DC 60 120 180 240 300 360 420 480

02

6.9%1.00

100.0%14.38

0.1%0.02

3.0%0.43

0.6%0.09

21.4%3.08 0.4%

0.061.6%0.23

0.2%0.03

Harmonics/Hz

DC 60 120 180 240 300 360 420 480

IS ATRAFO 220 KV/A

0

4

8

12

12.0%1.36

100.0%11.34

0.4%0.04

2.2%0.25

0.4%0.04

27.4%3.11

0.5%0.06

2.1%0.24

0.2%0.02

Harmonics/Hz

DC 60 120 180 240 300 360 420 480

IT ATRAFO 220 KV/A

0

2

4

68

10

Las propiedades magnéticas del núcleodeterminan la corriente de excitación,debido a las propiedades no lineales



debido a las propiedades no linealesdel hierro, la forma de onda de lacorriente de excitación difiere de laforma de onda del flujo.

Corriente de excitación y la tensión aplicada al primario

Contenido

1. Introducción






220




� Análisis de fallas en bancos de capacitores

� Corrientes de Energización en Capacitores SE Chimbote

� Desconexión de los bancos de la SE Chavarría 02/08/2010

Análisis de fallas en bancos de capacitoresCorrientes de Energización en capacitores SE ChimboteDescripción de la instalación el 17/09/2008


� Aleatoriamente, al energizar un segundo banco BC-2 (15MVAR) en la SE Chimbote, salía de servicio el que ya se encontraba operando BC-1 (20MVAR), actuaba el relé de sobrecorriente.

Análisis de fallas en bancos de capacitoresCorrientes de Energización en capacitores SE ChimboteDescripción del caso


222

� La tensión en los terminales de un condensador no puede variar instantáneamente.

� Al energizar un banco con tensión inicial cero, se puede producir un cambio muy grande en la tensión dependiendo del punto de tensión en donde se energice.

� Este cambio abrupto de tensión produce una gran corriente transitoria en el banco, a una frecuencia natural determinada por la capacitancia del banco y la inductancia del sistema asociado.

� Para entender conceptualmente el fenómeno se puede estudiar el circuito mostrado, el sistema es representado con una fuente DC debido a que la frecuencia del

Análisis de fallas en bancos de capacitoresCorrientes de Energización en capacitores SE Chimbote¿Que fenómenos suceden al energizar un banco de condensadores?: corriente de energización


223

el sistema es representado con una fuente DC debido a que la frecuencia del transitorio es muy grande comparada con la frecuencia del sistema (60 Hz).

U

L

C

Datos del sistema eléctricoScc : 349,55 MVAImpedancia de Thevenin: 0.0444 ohm

� Se simuló la energización de los bancos considerando el efecto resistivo del sistema para encontrar el tiempo que dura el transitorio.

800

3400

6000

[A]

Corriente de energización fase "A" del BC1

Análisis de fallas en bancos de capacitoresCorrientes de Energización en capacitores SE ChimboteSimulación de energización de un banco con ATP


224

(f ile chimbote.pl4; x-var t) c:X0097A-CAP-1A

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30[s]

-7000

-4400

-1800

� La corriente inrush o de energización de los BC está entre 7 y 8 veces la corriente nominal de los bancos de condensadores.

� Se desprecia la fuente de tensión del sistema y se considera una pequeña inductancia que representa a la conexión entre ambos condensadores y las capacitancias están en serie,

FFF

FF

CC

CCCeq µ

µµ

µµ38.119

93,20857,278

93,20857,278

21

21=

+

×=

+

×= Inductancia

Cable monofásico 1,08 microH/mCable trifásico 0.24 microH/m

Valores aproximados de inductancia

C1 C2

Análisis de fallas en bancos de capacitoresCorrientes de Energización en capacitores SE ChimboteEnergización de un banco estando el otro en servicio


F

L

kVI

cable

inrush

µ38,119

328,13 ×

=

Cable trifásico 0.24 microH/mSeccionador 0.8 microH

InterruptorEspecificada por el

fabricante

Casos L (microH)Corriente Inrush kA

pico

Frecuencia de la corriente Inrush

kHz1 1,08 118,46 142 1,5 100,5 11.893 2,0 87,05 10.294 2,5 77,86 9.215 3,0 71,0 8.46 3,5 65,8 7.787 4,0 61,55 7.28

La corriente de energización está entre 100 y 130 veces la corriente nominal

� Una conclusión importante:

La corriente que circula por los bancos es la misma… si un banco no sale fuera de servicio porque salía el otro.

� Resulta que la temporización no era la misma…

Análisis de fallas en bancos de capacitoresCorrientes de Energización en capacitores SE ChimboteQue se puede decir…


226

� Se simuló el peor caso (L=1,5 �H) considerando amortiguamiento

U

0

20

40

60

80

[kA]

Corriente inrush BC1, con BC1 en servicio

Corriente inrush en el condensador BC1 considerando amortiguamiento (L=1,5 �H, R=0.001)

Análisis de fallas en bancos de capacitoresCorrientes de Energización en capacitores SE ChimboteSimulación con ATP Conexión de un condensador, estando el otro en servicio


227

(file chimbote2.pl4; x-var t) c:CAP1A -1A c:CAP1B -1B c:CAP1C -1C

0.00 0.03 0.06 0.09 0.12 0.15[s]

-80

-60

-40

-20

0

(f ile chimbote2.pl4; x-var t) c:CAP2A -2A c:CAP2B -2B c:CAP2C -2C

0.00 0.03 0.06 0.09 0.12 0.15[s]

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

[kA]

Corriente inrush BC2, con BC1 en servicio

Corriente inrush en el condensador BC2 considerando amortiguamiento (L=1,5 �H, R=0.001)

� La norma ABNT (Asociación Brasilera de Normas Técnicas) toma en cuenta las corrientes transitorias de la tabla en la energización de bancos de condensadores

Análisis de fallas en bancos de capacitoresCorrientes de Energización en capacitores SE ChimbotePero, será adecuado aumentar la temporización del otro banco…


228

� De acuerdo a la norma los bancos soportan las corrientes transitorias de acuerdo a la cantidad de veces de energización por año.

� Para el caso de los bancos BC-1 y BC-2 de Chimbote en el que la corriente inrushesta alrededor de 130 veces la corriente nominal, se recomienda que el número de energizaciones no sobrepase de 400 veces por año según la norma ABNT.

� Para tener un dato exacto del límite del número de energizaciones, debe considerarse los datos del fabricante de los bancos de condensadores (Nissin Electric).

� Los relés de los bancos por ser de tecnología electromecánica antigua no cuentan con filtros, por lo tanto son afectados por las corrientes elevadas de inserción de los bancos.

� Es posible reajustar el tiempo de operación de los relés de protección.

BANCO DE CONDENSADORES N� 1 de 20Mvar

Relés de sobrecorriente: (TC: 1000/5)

Análisis de fallas en bancos de capacitoresCorrientes de Energización en capacitores SE ChimboteComportamiento del Sistema de Protección en la Energización de los Bancos


229

Relés de sobrecorriente: (TC: 1000/5)

Relés de sobretensión: 10 V

Relé de Voltage Overvoltage 125 V, Undervoltage 80 V.

Relés auxiliares 152TX 159T: 10 Seg., 164VT: 10 Seg., 130T: 0.10 Seg

BANCO DE CONDENSADORES N� 2 de 15 Mvar

Relés de sobrecorriente: (TC 100/5)

Relés de sobretensión: 10 V

Relés auxiliares 252TX 259T :7 Seg., 264VT: 5 Seg., 230T: 0.095 Seg

� La energización de dos bancos conectados a una misma barra produce una corriente de inserción de igual magnitud en ambos bancos de condensadores.

� La frecuencia de la corriente inrush para la conexión de un banco estando el otro en servicio es mucho mayor a la corriente producida la energizar un banco y se debe básicamente a la reducción de la capacitancia total y a la baja inductancia de la conexión entre bancos.

� Se recomienda no energizar el banco de los bancos de condensadores más de 400 veces por año, así como tener un registro del número de energizaciones por año.

Análisis de fallas en bancos de capacitoresCorrientes de Energización en capacitores SE ChimboteConclusiones y recomendaciones.


230

veces por año, así como tener un registro del número de energizaciones por año.

� Se recomienda aumentar el tiempo de operación de los relés de sobrecorriente de los bancos BC1 y BC2 a 150ms y efectuar pruebas para garantizar su desempeño.

� Se recomienda reemplazar los relés de los bancos BC1 y BC2 por relés numéricos que tengan oscilografía.

Contenido

1. Introducción






231




� Análisis de fallas en bancos de capacitores

� Corrientes de Energización en capacitores SE Chimbote 17/09/2008

� Desconexión de los bancos de la SE Chavarría 02/08/2010

Análisis de fallas en bancos de capacitoresDesconexión de los bancos de la SE Chavarría 02/08/2010Descripción de la instalación


Análisis de fallas en bancos de capacitoresDesconexión de los bancos de la SE Chavarría 02/08/2010Descripción del caso

� De manera intempestiva desconectaron ambos bancos de condensadores de la SE Chavarría, al revisar los bancos no se registraba falla interna.


233

Análisis de fallas en bancos de capacitoresDesconexión de los bancos de la SE Chavarría 02/08/2010El esquema de protección de los bancos


234

Análisis de fallas en bancos de capacitoresDesconexión de los bancos de la SE Chavarría 02/08/2010El registro de actuación del relé que efectuaba el disparo


235

Análisis de fallas en bancos de capacitoresDesconexión de los bancos de la SE Chavarría 02/08/2010El registro de la oscilografía


236

Análisis de fallas en bancos de capacitoresDesconexión de los bancos de la SE Chavarría 02/08/2010Comentarios después de ver la información

� ¿Se presentaba alguna falla intermitente en el banco?

� ¿La causa de la falla era interna o externa?

� ¿Qué tipo de disturbios generaban las desconexiones del banco?

� ¿Será posible que la función de desbalance de neutro actúa ante tensiones/corrientes desbalanceadas en las fases?


237

Análisis de fallas en bancos de capacitoresDesconexión de los bancos de la SE Chavarría 02/08/2010Comentarios después de ver 1000 veces la información se llegó a las siguientes conclusiones

� Se registro que la salida del banco coincidía con fallas en líneas de distribución cercanas a la subestación Chavarría.

� Una falla monofásica causaba un desbalance en las tensiones de las fases del banco.

� El relé que protegía el banco contenía un función back up que se basa en la medición del desbalance de corrientes de fases las cuales se origina por suministro de tensiones desbalanceados.


238

tensiones desbalanceados.

� Se analizó la posibilidad de reajustar esta función o deshabilitarla.

� La función back up no era necesaria ya que al contar el banco con dos piernas es mejor la función de desbalance de neutro en la conexión de las dos piernas (para un esquema de protección …mientras mas simple … mejor) entonces se deshabilito.

analisis de-falla-sistema-de-transmision-26-enero-2011

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