Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2001
Mejoramiento del sistema de medida, control y protección para la Mejoramiento del sistema de medida, control y protección para la
subestación de potencia Salitre subestación de potencia Salitre
Ricardo Juan de Dios Torres Universidad de La Salle, Bogotá
Alexander Venegas Pineda Universidad de La Salle, Bogotá
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Citación recomendada Citación recomendada Torres, R. J., & Venegas Pineda, A. (2001). Mejoramiento del sistema de medida, control y protección para la subestación de potencia Salitre. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/425
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MEJORAMIENTO DEL SISTEMA DE MEDIDA, CONTROL Y
PROTECCIÓN PARA LA SUBESTACIÓN DE POTENCIA SALITRE
RICARDO JUAN DE DIOS TORRES
ALEXANDER VENEGAS PINEDA
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C
2001
MEJORAMIENTO DEL SISTEMA DE MEDIDA, CONTROL Y
PROTECCIÓN PARA LA SUBESTACIÓN DE POTENCIA SALITRE
RICARDO JUAN DE DIOS TORRES
ALEXANDER VENEGAS PINEDA
Trabajo de Grado para Optar al título de
Ingeniero Electricista
Director
JOSE CARLOS ROMERO E.
Ingeniero Electricista
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C
2001
Nota de aceptación
Director del trabajo de grado
Jurado
Jurado
Bogotá D. C. Abril de 2001
A Dios porque ha sido mi guía.
A mi mamá por su enorme sacrificio al apoyarme
incondicionalmente en la realización de mis
sueños.
A mi papá por el ejemplo que siempre me brindo
gracias por ser un padre único y ejemplar.
A mis hermanos por que sin ellos no seriamos la
hermosa familia que es.
A mi esposa por su amor y compresión en esos
momentos difíciles de mi vida.
Ricardo
”Ni la universidad, el director, ó los jurados, son responsables por
las ideas expuestas en este trabajo de investigación.”
AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan sus agradecimientos a:
Ingeniero José Carlos Romero E, (Director). Por su continúa orientación en
el transcurso del proyecto.
Ingeniero Álvaro Venegas por su abnegado interés en nuestro desarrollo
profesional al haber fomentado en nosotros el deseo de perfeccionar los
conocimientos proporcionados por la institución.
Ingeniero Cesar Rincón, jefe del departamento de protecciones de
CODENSA S.A, por su continuo apoyo prestado en la adquisición de
información, fundamental para la realización de este proyecto de grado.
Ingeniera Alba Janethh Juan de Dios Torres por la colaboración prestada
en forma desinteresada, durante la realización de este proyecto
Ingeniero Luis Bello por su colaboración en la adquisición y estudio de
información relacionada con la nueva tecnología, aplicada en este trabajo
de investigación.
TABLA DE CONTENIDO
INTRODUCCIÓN 1
1 FUNDAMENTOS TEÓRICOS 3
1.1 Transformadores de instrumentación 3
1.1.1 Transformadores de potencial 4
1.1.1.1 Simbología 4
1.1.1.2 Tensiones nominales 5
1.1.1.3 Tipos 6
1.1.1.3.1 Doble polo aislado 6
1.1.1.3.2 Un polo aislado 7
1.1.1.4 Tipos capacitivo e inductivo 8
1.1.1.5 Aislamiento 8
1.1.1.6 Conexiones 9
1.1.2 Transformadores de corriente 9
1.1.2.1 Corrientes nominales 10
1.1.2.2 Tipos de transformadores de corriente 12
1.1.2.2.1 Tipo estación o autosoportado 12
1.1.2.2.2 Tipo devanado 14
1.1.2.2.3 Tipo buje 15
1.1.2.2.4 Tipo barra 16
1.1.2.2.5 Tipo ventana 17
1.1.2.3 Conexiones 18
1.2 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES 18
1.2.1 Protección diferencial 19
1.2.1.1 Ajuste del relé 20
1.2.2 Relés de sensibilidad reducida 21
1.2.3 Relés con bloqueo de armónicos 21
1.2.4 Relé Buchholz 22
1.2.5 Relé de sobrecorriente 22
1.2.6 Protección contra anomalías 23
1.2.7 Protección de transformadores de puesta a tierra 24
1.3 CONFIGURACIÖN Y PROTECCIÓN DE BARRAS 25
1.3.1 Configuraciones 25
1.3.1.1 Barra sencilla y un interruptor 25
1.3.1.2 Barra principal y barra de transferencia 26
1.3.1.3 Doble barra 26
1.3.1.4 Doble barra con by-pass 27
1.3.1.5 Configuración anillo 28
1.3.1.6 Interruptor y medio 28
1.3.1.7 Doble barra doble interruptor 29
1.3.2 Protección de barras 29
1.3.2.1 Protección de barras con relés diferenciales decorriente
29
1.3.2.2 Protección de barras con relés de alta impedancia 30
1.4 PROTECCIÓN DE LÍNEAS 31
2 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN 32
2.1 DESCRIPCIÓN GENERAL 32
2.1.1 Localización geográfica 32
2.1.2 Localización topológica 33
2.1.3 Planta general de la Subestación 34
2.1.4 Sala de control 35
2.1.5 Servicios auxiliares de corriente alterna 35
2.1.6 Servicios auxiliares de corriente continua 36
2.1.7 Banco de baterías 36
2.1.8 Cargador de baterías 37
2.2 DESCRIPCIÓN ELÉCTRICA 40
2.2.1 Interruptores de 115 kV 41
2.2.1.1 Descripción de los equipos 42
2.2.1.2 Operación del interruptor 43
2.2.2 Interruptores ABB HLR 43
2.2.2.1 Operación del interruptor 44
2.2.3 Interruptor MAGRINI GALILEO tipo SB6 145 44
2.2.3.1 Operación 45
2.2.4 Interruptores ABB HPL 46
2.2.5 Interruptores de 57.5 kV 47
2.2.5.1 Descripción 48
2.2.5.2 Operación del interruptor 51
2.2.6 Seccionadores 115 kV 52
2.2.6.1 Descripción 54
2.2.7 Seccionadores 57.5 kV 54
2.2.7.1 Descripción 56
2.2.8 Cuchillas de puesta a tierra para 115 kV 57
2.2.8.1 Descripción 57
2.2.9 Bancos de transformadores 115/57.5 kV 58
2.2.9.1 Características de los bancos de transformadores115/57.5 kV
60
2.2.9.2 Características de los transformadores decontratensión.
60
2.2.9.3 Descripción 61
2.2.9.4 Equipo de conservación de aceite 61
2.2.9.5 Desecadores de aire 61
2.2.9.6 Relé Buchholz 62
2.2.9.7 Grupo moto ventilador 63
2.2.9.8 Pasatapas o bujes de conexión 63
2.2.9.9 Válvula de sobrepresión 64
2.2.9.10 Indicadores de nivel de aceite 64
2.2.9.10.1 Imagen térmica 64
2.3 TRANSFORMADORES DE POTENCIA 115/11.4 kV 65
2.3.1 Descripción 66
2.3.1.1 Equipo de conservación de aceite 66
2.3.1.2 Desecadores de aire 66
2.3.1.3 Relé Buchholz 67
2.3.1.4 Grupo moto ventilador 67
2.3.1.5 Pasatapas ó bujes de conexión 67
2.3.1.6 Válvula de sobrepresión 67
2.3.1.7 Indicadores de nivel de aceite 67
2.3.1.8 Imagen térmica 68
2.4 REGULADORES DE TENSIÓN 68
2.5 TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y PROTECCIÓN 69
2.6 DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN 70
2.7 TRAMPAS DE ONDA 71
2.8 BARRAJES 73
3 REDISEÑO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA 74
3.1 RESISTIVIDAD DEL TERRENO DE LASUBESTACIÓN SALITRE
76
3.2 MALLA DE PUESTA A TIERRA 80
3.2.1 Corriente a disipar por la malla 81
3.2.1.1 Factor de decremento 83
3.2.1.2 Tiempo de duración de la falla 83
3.2.1.3 Factor de ampliación 84
3.3 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR 84
3.4 CÁLCULO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA 86
3.5 VERIFICACIONES DE LOS VALORES OBTENIDOS 89
3.6 Consideraciones especiales 92
3.6.1 Varillas de puesta a tierra 92
3.6.2 Mallas de cerramiento 92
3.6.3 Justificaciones 93
4 PROTECCIONES EXISTENTES EN LASUBESTACIÓN SALITRE Y ANÁLISIS DE NUEVASTECNOLOGÍAS EQUIPOS SEL
95
4.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMADEPROTECCIÓN
95
4.1.1 Esquema de protección de líneas de 115kV 99
4.1.1.1 Descripción de equipos 107
4.1.1.1.1 Relé direccional de sobrecorriente de tierra Westing-House tipo IRD-8
107
4.1.1.1.2 Relé de distancia General Electric tipo SLY-81 108
4.1.1.1.3 Relé de bloqueo por oscilación de potencia Westing-House tipo KS
109
4.1.2 Esquema de protección del barraje de 115kV 110
4.1.2.1 Descripción de equipos 113
4.1.2.1.1 Relé diferencial General Electric tipo PVD 113
4.1.3 Protección del módulo de transformación de115/11.4kV y 115/57.5kV
114
4.1.3.1 Descripción de equipos 115
4.1.3.1.1 Relé de sobreintensidad tipo IAC General Electric 118
4.1.3.1.2 Relé diferencial General Electric tipo 12 BDD 16 122
4.1.3.1.2.1 Transformadores de corriente 122
4.1.3.1.2.2 Circuito de restricción de corriente 123
4.1.3.1.2.3 Circuito de corriente diferencial 123
4.1.3.1.2.4 Unidad de sobrecorrientes 124
4.1.3.1.2.5 Unidad de operación principal 125
4.1.3.1.2.6 Banderas 125
4.1.4 Protección circuitos de 11.4 kV 126
4.1.4.1 Descripción de equipos 127
4.1.4.1.1 Relé de sobrecorriente instantáneo y temporizadoFirco-11
127
4.2 ANÁLISIS DE NUEVAS TECNOLOGIAS 132
4.2.1 Falla y determinación del grado de protecciónrequerido
134
4.2.2 Exigencias básicas de los relés de protección 135
4.3 PROTECCIONES INTEGRADAS 136
4.4 CARACTERÍSTICAS DE RELÉS DIGITALES SEL 137
4.4.1 Comunicaciones 138
4.4.2 Medidas 139
4.4.3 Indicadores de estado 139
4.4.4 Informe de incidencias o fallas 140
4.4.5 Ajustes y configuración 141
4.4.6 Interruptores 142
4.4.7 Registro de medidas máximas 142
4.4.8 Niveles de acceso 142
4.4.9 Mensajes automáticos 143
4.4.10 Condiciones de alarma 143
4.5 RELE SEL-321 PARA PROTECCIÓN DE LAS LÍNEASDE 115kV.
144
4.5.1 Estructura de los ajustes de calibración y operación 145
4.5.2 Características de comunicaciones 145
4.5.3 Manejo de interruptores 145
4.5.4 Generación de informes de fallas 146
4.6 RELÉ SEL 279 RECIERRE 146
4.7 RELÉ SEL-587 PROTECCION PARATRANSFORMADORES
147
4.7.1 Características de protección 147
4.7.2 Comunicaciones 148
4.7.3 Generación de informes de fallas 148
4.8 RELE SEL-251 PROTECCIÓN DE CIRCUITOS DEDISTRIBUCIÓN
149
4.8.1 Características de protección 149
4.8.2 Comunicaciones 149
4.8.3 Generación de informes de fallas 150
4.8.4 Interfaz de usuario 150
4.9 PROCESADOR DE COMUNICACIONES SEL-2020 150
4.9.1 Características generales 151
4.9.2 Funciones básicas del SEL-2020 152
4.9.3 Base de datos automáticos 153
4.10 INDICADORES PANEL FRONTAL DE LOS RELES 153
4.10.1 Indicadores del panel frontal relé SEL-321 153
4.10.2 Indicadores del panel frontal del relé SEL-587 154
4.10.3 Indicadores panel frontal del relé SEL-251 155
5 MEJORAS PROPUESTAS PARA LA SUBESTACIÓNSALITRE
156
5.1 CONFIGURACIÓN DE LA SUBESTACIÓN 156
5.1.1 Flexibilidad 157
5.1.2 Simplicidad de operación 157
5.1.3 Confiabilidad 158
5.1.4 Costo 158
5.2 DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN 159
5.3 RELÉS DE PROTECCIÓN 160
5.3.1 Descripción del equipo SLY 81 ó relé de distancia 160
5.3.1.1 Tiempo de operación 162
5.3.1.2 Aspectos generales del relé SLY 81 163
5.3.1.2.1 Ajuste de la primera zona del relé 164
5.3.1.2.2 Ajuste de la segunda zona del relé 165
5.3.2 Relé diferencial para transformador tipo 12 BDD16 166
5.3.3 Inversión económica de los relés propuestos 170
5.3.3.1 Inversión 170
5.3.4 Recomendaciones 171
5.4 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 173
5.5 MALLA DE PUESTA A TIERRA 175
5.6 Protecciones de circuitos de 11.4 kV 176
5.7 TABLEROS 177
6 CONCLUSIONES 178
BIBLIOGRAFÍA 182
ANEXOS 184
LISTA DE FIGURAS
1.1 Simbología de transformadores de potencial 4
1.2 Transformador de potencial tipo doble polo aislado 6
1.3 Transformador de potencial tipo un polo aislado 7
1.4 Transformador de corriente tipo estación 12
1.5 Transformador de corriente tipo autosoportado 13
1.6 Transformador de corriente tipo devanado 14
1.7 Transformador de corriente tipo buje 15
1.8 Transformador de corriente tipo barra 16
1.9 Transformador de corriente tipo ventana 17
2.1 Localización geográfica de la subestación Salitre 32
2.2 Localización topológica de la subestación Salitre 33
2.3 Planta general de la subestación 34
2.4 Plano de la sala de control 35
2.5 Servicios auxiliares de corriente alterna 35
2.6 Servicios auxiliares de corriente continua 37
2.7 Banco de transformadores de 115/57.5 kV. 58
2.8 Transformador de contra tensión 59
2.9 Banco de transformadores de 115/11.4 kV 65
2.10 Transformadores de potencial 69
2.11 Trampa de onda 71
2.12 Barraje de 115 kV 73
3.1 Esquema de malla de puesta a tierra 74
3.2 Procedimiento de la toma de medidas equipo GEO X 76
4.1 Esquema típico de protección líneas 115kV de CODENSAS.A
101
4.2 Zonas de operación relé MHO 103
4.3 Esquema típico de protección barraje 115 kV 112
4.4 Esquema de protección módulo de transformación de115/11.4 kV y 115/57.5 kV
114
4.5 Esquema relé diferencial General Electric 118
4.6 Esquema Protección de circuitos 11.4 kV 128
4.7 Esquema unión barras 1-2 129
4.8 Sistema de protección circuitos SA-21 a SA-28 entradaD2
130
4.9 Unión barras 2-3 y sistema de protección SA-31 a SA-38 131
4.10 Diagrama unifilar sistema de 11.4 kV 132
4.11 Relé SEL-321 protección de líneas de 115 kV 144
4.12 Relé SEL-279 recierre, chequeo de sincronismo 146
4.13 Relé SEL-587 protección de transformadores 147
4.14 Relé SEL-251 protección circuitos de distribución 149
4.15 Relé SEL-2020 procesador de comunicaciones 152
5.1 Esquema de comportamiento de la onda en undescargador de sobretensión
159
5.2 Rango de operación para la zona 1del SLY 81 162
5.3 Rango de operación para la zona 2 del SLY 81 163
5.4 Vista frontal y posterior de un relé diferencial tipo BDD 166
5.5 Curva característica del ajuste del relé BDD 168
5.6 Esquema de protección de la línea de 115 kV Calle 67 174
LISTA DE TABLAS
1.1 Clases de precisión normalizadas para transformadoresde corriente.
10
2.1 Transformadores que alimentan los circuitos dedistribución.
40
2.2 Principales características de los interruptores de 115 kVpresentes en la subestación.
41
2.3 Principales características de los interruptores de 57.5kV presentes en la subestación.
47
2.4 Principales características de los seccionadores de 115kV presentes en la subestación.
52
2.5 Principales características de los seccionadores de 57.5kV presentes en la subestación.
54
2.6 Principales características de las cuchillas de puesta atierra de 115 kV presentes en la subestación.
57
2.7 Principales características de los transformadores de115/57.5 kV.
60
2.8 Principales características de los transformadores decontratensión.
60
2.9 Moto ventiladores de los transformadores de 115/57.5kV.
63
2.10 Indicadores de nivel de aceite. 64
2.11 Termómetros de los transformadores de 115/57.5 kV. 65
2.12 Transformadores de potencia de 115/11.4 kV. 66
2.13 Motoventiladores de los transformadores de 115/11.4
kV.
67
2.14 Indicadores de nivel de aceite de los transformadores de115/11.4 kV.
68
2.15 Termómetros de los transformadores de 115/11.4 kV. 68
2.16 Transformadores de medida y protección presentes en lasubestación.
69
2.17 Descargadores de sobretensión. 70
3.1 Mediciones de resistividad realizadas en la subestaciónSalitre.
79
3.2 Factor de decremento. 83
3.3 Calibres mínimos del conductor de cobre para evitar sufusión.
86
4.1 Listado de equipos de protección. 98
4.2 SEL-321condiciones de iluminación de los indicadoresdel relé.
154
4.3 SEL-587 condiciones de iluminación de los indicadoresdel relé.
155
4.4 SEL-251 condiciones de iluminación de los indicadoresdel relé.
155
5.1 Rango de impedancias para relés SLY 81 paraimpedancias cortas ó largas.
164
5.2 Inversión fija 170
5.3 Inversión capital de trabajo. 170
5.4 Inversión total. 171
LISTA DE ANEXOS
A Diagramas de configuración de barras. 185
B. Diagrama del sistema de 115 kV y nivel de corriente decortocircuito para la subestación Salitre, y reporte deniveles de cortocircuito obtenido con el programa CAPE.
187
C. Plano de la malla de puesta a tierra existente en lasubestación Salitre.
189
D. Diagrama de rediseño de la malla de puesta a tierra parala subestación Salitre.
190
E. Datos de placa transformador 115/ 11.4 kV. 191
F. Disposición de los relés SEL, en los tableros de la sala decontrol de la subestación Bolivia.
192
G. Reportes del software que controla los relés SEL. 197
H. Esquema de conexion equipos Sel. 207
RESUMEN
El presente trabajo es el resultado del proceso de investigación y análisis
realizados sobre el sistema de medida, control y protección de la
subestación de potencia Salitre, con el fin de determinar el estado actual
de confiabilidad y seguridad de esta subestación, ante posibles
perturbaciones propias ó del sistema eléctrico al cual pertenece y
presentar las modificaciones necesarias en materia de tecnologías y
equipos modernos, para garantizar un óptimo funcionamiento.
El trabajo es presentado en seis capítulos que desarrollan el tema en
forma lógica y secuencial como a continuación se describe. En el primer
capítulo se presenta una información teórica general sobre - protecciones
eléctricas, aparatos de medida, control y demás elementos que intervienen
en la infraestructura de la subestación, información ésta importante y
necesaria para el mejor rendimiento de los temas tratados durante el
estudio.
En el segundo capítulo se hace un completo informe de las características
más relevantes de la subestación, como son su ubicación, configuración,
niveles de tensión, entre otros. De igual forma se analizan los elementos
que conforman el sistema de medida, control y protección,
describiendo además su ubicación, funcionamiento, aspectos técnicos,
marcas y referencias. Esta información es la base para determinar el
estado actual y específico de la subestación.
En el tercer capítulo se realizó el estudio del sistema actual de puesta a
tierra de la subestación, para lo cual fue necesario contar con la asesoría
del personal de mantenimiento de subestaciones de la empresa CODENSA
S.A, en lo referente al diseño de mallas de puesta a tierra, mantenimiento
y tomas de medidas de resistividad del terreno, motivo por el cual fue
necesario estudiar el modo de empleo de los equipos con que cuenta la
empresa para poder llevar a cabo dichas mediciones.
Dentro del proceso de adecuación del sistema de protección, al necesitar
información del sistema de puesta a tierra existente en la subestación
Salitre, por la antigüedad de su diseño que data desde el año 1963, se tuvo
que realizar un levantamiento en terreno del mismo; una vez llevado a
cabo este proceso, y basándonos en los conocimientos adquiridos en la
asignatura de centrales y subestaciones, se procedió a calcular el nuevo
diseño del sistema propuesto en este trabajo de investigación. Se buscaron
alternativas nuevas para reemplazar estos sistemas pero, como conclusión
de este análisis, se pudo determinar que son procesos que están en vía de
desarrollo y no representan hasta el momento una alternativa segura para
ser instalados en las diferentes subestaciones, más si se tiene en cuenta
que el proceso de instalación de éstas implicaría prácticamente el
desmonte de la subestación, lo cual conllevaría a un excesivo aumento en
los costos de instalación.
En el capítulo cuarto, se hace un compendio del sistema de protecciones
existente en la subestación Salitre, para lo cual, y con la correspondiente
aprobación, se realizó el inventario de la subestación, proceso que llevo
gran parte del tiempo de desarrollo del trabajo, dado que el departamento
de protecciones no contaba con el listado actualizado de equipos, esto
debido a su continuo mantenimiento y cambio de partes que presentaron
algún daño.
Paralelamente a la actualización del listado de equipos se comenzó con la
búsqueda de información en lo que hace referencia a las nuevas
tecnologías en equipos de protección para subestaciones de potencia, de
esta forma se obtuvo información referente a la empresa SCHWEITZER
ENGENIERING LABORATORIES INC, la cual ha desarrollado en los
últimos años equipos de protección basados en programación digital que
provee una mayor confiabilidad en la operación de equipos de potencia.
Se analizaron los equipos SEL, los cuales son relés de protección utilizados
en la actualidad en diferentes países del mundo, y que han mejorado
ostensiblemente el funcionamiento de los diferentes sistemas donde se han
utilizado.
Se realizó la comparación de los equipos que posee la subestación; su
estado actual de funcionamiento, la tecnología empleada y la estadística de
su mantenimiento, frente a los equipos SEL, y se llega a la conclusión que
es necesario reemplazar algunos de los equipos actuales por esta última
tecnología, más si se tiene en cuenta que estos equipos (SEL), cuentan con
puertos de comunicación que permiten el constante monitoreo de sus
funciones, así como la programación que utilizan y la cual puede ser
realizada a control remoto desde el centro de control, sitio encargado de la
supervisión de los diferentes circuitos de distribución.
El capítulo cinco se presenta como el compendio de las diferentes
propuestas debidamente sustentadas, sugeridas por este trabajo.
El sexto capítulo presenta las conclusiones de esta investigacion, asi como
la comprobacion del cumplimiento del objetivo propuesto por este trabajo.
INTRODUCCION
En momentos en que el sistema eléctrico nacional ha sido puesto a
prueba, su efectividad ha dejado entrever una fragilidad, bien sea por
agentes externos ó internos. Lo que hace necesario valorar su capacidad
de operación y respuesta ante fallas, especialmente en el sistema de
transformación para la distribución en las ciudades, donde se han
detectado retardos importantes en la respuesta de las protecciones, dando
lugar a fallas que se extienden en el sistema eléctrico nacional.
El tema de medida, control y protección abarca un amplio estudio en la
ingeniería eléctrica; se presenta como las diferentes opciones en el
mejoramiento de cualquier sistema eléctrico; por tal motivo y ante el
desarrollo de nuevas tecnologías es necesario estar a la vanguardia en todo
lo relacionado con este tema.
El objetivo primordial al realizar este estudio en la subestación Salitre, es
el de comprobar el grado de eficiencia y seguridad de los equipos
existentes y corregir, por medio de cambios sugeridos, aquellos que sean
obsoletos ó que presenten fallas. De esta manera, el funcionamiento de la
subestación será más confiable, dado que su sistema de protección,
medida y control podrán actuar con mayor eficiencia ante una falla del
sistema y mejorar así su confiabilidad, selectividad y flexibilidad.
La investigación se realizó basándose en el análisis de la información
recopilada en planos y diagramas unifilares, levantamiento y valoración
en campo de los sistemas de puesta a tierra, medida control y protección,
2
así como el contacto directo con personal tanto técnico como profesional a
cargo de la subestación.
Se logró determinar el estado real del funcionamiento de los diferentes
equipos, contando como soporte las diferentes estadísticas de
mantenimiento y reparación de estos equipos.
Este trabajo se enfoca, al estudio del comportamiento de los sistemas de
medida, control y protección, de la subestación Salitre en los niveles de
tensión de 115 kV, 57.5 kV y 11.4 kV, con el fin de verificar el grado de
confiabilidad y eficiencia de cada uno de estos sistemas, para de esta
forma poder aportar sugerencias que optimicen el desempeño de la
subestación.
CAPITULO 1
FUNDAMENTOS TEÓRICOS
Las protecciones eléctricas son dispositivos encargados de proveer los
medios para eliminar o amortiguar los efectos perniciosos de las fallas
eléctricas sobre los distintos elementos del sistema. La pieza fundamental
de la protección es el relé.
Los objetivos principales de los sistemas eléctricos de protección son:
prevenir lesiones al personal, minimizar el daño a los componentes del
sistema y limitar la extensión y duración de la interrupción del servicio en
cualquier momento que el equipo falle, o sea provocado por una falla
humana, u ocurran situaciones naturales adversas en cualquier segmento
del sistema.
1.1 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN
Cuando los valores de tensión y corriente en un circuito de potencia son
demasiado altos para permitir una conexión directa de los relés e
instrumentos de medida, el acople es efectuado a través de
transformadores, llamados de instrumentación o medida.
4
1.1.1 Transformadores de potencial
El transformador de potencial o tensión (PT) es aquel transformador en el
cual la tensión secundaria es prácticamente proporcional a la tensión
primaria y está desfasada de ella un ángulo cercano a cero (0) grados.
1.1.1.1 Simbología
A continuación se ilustra la simbología empleada para representar los
transformadores de potencial en los diagramas unifilares.
Figura 1.1 Simbología de transformadores de potencial1
1 Ramírez, Carlos Felipe, Introducción a los relés de protección. Ed. Limusa, 1998.
5
1.1.1.2 Tensiones nominales
Son los valores establecidos en la placa de características como las
tensiones primarias y secundarias para las cuales se ha diseñado el
transformador.
La tensión primaria de los transformadores de potencial para la conexión
entre líneas en un sistema trifásico debe ser igual a la tensión nominal del
sistema al cual se conectan. La tensión nominal del transformador para la
conexión entre una línea de un sistema trifásico y tierra, o entre el neutro
el sistema y tierra debe ser 1/3 veces el valor de la tensión nominal del
sistema.
La tensión secundaria para los transformadores de potencial que se
conectan entre líneas del sistema y para los trifásicos tiene los siguientes
valores según las normas IEC y ANSI.
• IEC = 100 – 110 V
• ANSI = 120 V para transformadores hasta 25kV, y 115 V para
34.5 kV ó mayores.
Para los transformadores que se conectan entre línea y tierra o entre el
punto neutro y tierra en un sistema trifásico, Los valores normalizados
son:
• IEC = 100/3, 110/3 V
• ANSI = 120/3, 115/3 V
6
1.1.1.3 Tipos
1.1.1.3.1 Doble polo aislado
Figura 1.2 Transformador de potencial tipo doble polo aislado 2
Es un transformador en el cual el devanado y los terminales primarios
están aislados de tierra para la máxima tensión de servicio. Se utilizan
para la conexión entre líneas; también se pueden conectar entre línea y
tierra, pero en este caso hay disminución en la potencia nominal del
transformador ya que ésta varía con el cuadrado de la relación entre la
tensión actual y la tensión nominal, la precisión permanece inalterable.
Este tipo de transformador se utiliza para tensiones medias y bajas.
2 Figura obtenida de protective Relaying Theory and Aplications, ABB
7
1.1.1.3.2 Un polo aislado
Figura 1.3 Transformador de potencial tipo un polo aislado3
Es un transformador en el cual uno de los extremos del devanado primario
se conecta directamente a tierra a través de un terminal con un nivel de
aislamiento bajo. Solamente se pueden conectar entre línea y tierra. En
los sistemas de alta tensión se utilizan exclusivamente los transformadores
de un solo polo sumergido en aceite.
El sistema primario, para obviar los problemas de aislamiento que se
presentan, se construye en varias bobinas (cascada). La construcción en
cascada permite que cada bobina no soporte más que una parte de la
tensión.
3 Figura obtenida de protective Relaying Theory and Aplications, ABB
8
1.1.1.4 Tipos capacitivo e inductivo
Con respecto a la parte activa y a su principio de operación, los
transformadores de potencial se construyen del tipo inductivo en el cual
toda la derivación o relación entre tensiones se hace con base en la
inducción magnética, o bien del tipo capacitivo, en el cual la reducción
básica se hace por división de tensión entre capacitores en serie y solo en
la etapa más baja se utiliza el principio inductivo para dar la tensión
secundaria de utilización. Esta última clase es la más empleada para alta
tensión.
El transformador de potencial capacitivo es básicamente un divisor de
tensión capacitivo. No se utiliza un divisor de tensión resistivo ya que la
tensión de salida es seriamente afectada por la resistencia de carga
“Burden” que se le conecte; esto no ocurre con el divisor capacitivo ya que
la impedancia de la fuente es capacitiva y puede ser por lo tanto
compensada por un reactor o inductancia.
1.1.1.5 Aislamiento
Aparte de las normas referentes al BIL y la protección de diseño contra
descargas, es necesario asegurar la hermeticidad del medio aislante
durante la operación del transformador, por lo cual es de interés conocer
la forma en que se garantiza la protección hermética del aislante,
generalmente aceites, permitiendo la libre expansión térmica en servicio.
Todo transformador de potencial debe llevar una cámara o diafragma de
expansión.
9
1.1.1.6 Conexiones
La conexión más común de los transformadores de tensión del tipo doble
polo aislado es la delta abierta “open delta”.
Los de un polo aislado, sean inductivos o capacitivos, siempre se conectan
fase-tierra pudiendo estar sus secundarios conectados en estrella.
Los de un polo aislado, sean inductivos o capacitivos, siempre se conectan
fase-tierra pudiendo sus secundarios estar conectados en estrella, ó en
delta partida “broken delta”.
Las clases de precisión normalizadas para los transformadores de
potencial son: 5P20, 10P20 donde el primer numero corresponde al
porcentaje de error del instrumento.
1.1.2 Transformadores de corriente
Es un transformador de instrumentación en el cual la corriente
secundaria es prácticamente proporcional a la corriente primaria y está
desfasada un ángulo, el cual varia con el fabricante. Los transformadores
de corriente (CT) pueden tener uno a varios devanados secundarios
embobinados sobre uno o varios circuitos magnéticos.
Las clases de precisión normalizadas para los transformadores de
corriente son:
0.1-0.2-0.5-1-3-5. Para las clases 0.1-0.2-0.5 y 1 el error de corriente y el
desplazamiento de fase a la frecuencia nominal no debe exceder los valores
mostrados en la tabla 1.1, cuando la carga secundaria esta en cualquier
valor entre el 25% y el 100% de la carga nominal.
10
Tabla 1.1 Clases de precisión normalizadas para transformadores de
corriente4
CLASE DE
PRECISIÓN
ERROR DE CORRIENTE PORCENTUAL(RELACIÓN), AL
PORCENTAJE DE CORRIENTE NOMINAL
5 20 100 120
0.4 0.2 0.1 0.1
0.1
0.2
0.75 0.35 0.2 0.2
0.5 1.5 0.75 0.5 0.5
1 3 1.5 1 1
1.1.2.1 Corrientes nominales
Son los valores establecidos en las placas de características para los
cuales está diseñado el transformador. Los valores de corriente primaria
normalizados son los siguientes:
Relación sencilla
IEC =10-12,5-15-20-25-30-40-50-60-75 Amperios, y sus múltiplos
decimales
ANSI =10-15-25-40-50-75-100-200-300-400-80-1.200-1.600-2.000-3.000-
4.000-5.000-6.000-8.000-12.000 Amperios
Relación múltiple
Existen diferentes formas de obtener más de una relación de corriente en
un mismo transformador, las cuales son:
4 Tabla obtenida de la norma Técnica colombiana NTC2205 segunda actualización 1998
11
• Doble primario, conectándolos ya sea en serie o en paralelo se obtienen
dos (2) relaciones de transformación, una el doble de la otra. La
relación menor siempre tiene uno de los valores estipulados arriba para
la relación sencilla.
• Derivaciones en el devanado secundario. Se puede utilizar una sola
derivación en el centro del devanado secundario. En este caso los
transformadores de corriente se denominan multi-relación “multi-ratio”
y por lo general tienen hasta diez (10) relaciones; así por ejemplo un
transformador de corriente del tipo multi-relación, con una relación
nominal de 1.200 A tiene las siguientes relaciones (según ANSI):
100 : 5
200 : 5
300 : 5
400 : 5
500 : 5
600 : 5
800 : 5
900 : 5
1000 : 5
2000 : 5
Corrientes secundarias nominales
Los valores recomendados por la IEC para corriente nominal secundaria
son 1, 2 y 5 Amperios, pero el preferido es 5 A; El valor normalizado por la
ANSI es de 5 amperios.
12
1.1.2.2 Tipos de transformadores de corriente
1.1.2.2.1 Tipo estación ó auto soportado
Este es el más utilizado en alta tensión, y se puede fabricar de dos formas,
tal como se describe a continuación:
• Transformador de corriente en el cual el conductor primario tiene forma
de U que se lleva, fuertemente aislado, por un buje tipo condensador,
hasta un recipiente o tanque con aceite aislante en donde se
encuentran el núcleo y el devanado secundario. Este último está
aislado para bajo potencial a tierra.
Figura 1.4 Transformador de corriente tipo estación (clase 1)5
5 Figura obtenida de Protective Relaying theory and Aplications, ABB
13
• Transformador de corriente en el cual se localizan el núcleo y el
secundario, aislados del potencial de tierra, en la parte superior, donde
el primario es solamente una barra pasante. Núcleos y secundarios se
aíslan para la tensión del sistema. Es la más utilizada cuando se
tienen corrientes nominales y de corto circuito elevadas.
Figura 1.5 Transformador de corriente tipo Auto soportado (clase 2)6
6 Figura obtenida de Protective Relaying Theory and Aplications, ABB
14
1.1.2.2.2 Tipo devanado
Figura 1.6 Transformador de corriente tipo devanado7
Estos transformadores de corriente, difieren de cualquier transformador en
que el conductor del devanado primario tiene una sección bastante amplia
para soportar las corrientes de cortocircuito. A diferencia de los otros dos
tipos, éstos tienen más de una vuelta en el devanado primario, los demás
sólo tiene una sola vuelta. Se utilizan en baja tensión y en
transformadores auxiliares de corriente.
7 Figura obtenida de Protective Relaying Theory and Aplications, ABB
15
1.1.2.2.3 Tipo buje
Figura 1.7 Transformador de corriente tipo Buje8
Estos transformadores de corriente consisten en un núcleo magnético en
forma de anillo; el secundario forma un toróide que generalmente ocupa
todo el perímetro del núcleo. Estos toróides se instalan en la parte inferior
de los bujes de los transformadores e interruptores de tanque muerto.
8 Figura obtenida de Protective Relaying Theory and Aplications, ABB
16
1.1.2.2.4 Tipo Barra
Figura 1.8 Transformador de corriente tipo Barra9
La construcción de estos transformadores de corriente es similar a la de
los anteriores; la diferencia consiste en que deben ser aislados a la tensión
de servicio, ya que se colocan directamente sobre una barra conductora.
Se utilizan en baja tensión para barrajes de generadores, tableros y en alta
tensión para subestaciones encapsuladas en SF6.
9 Figura obtenida de Protective Relaying Theory and Aplications, ABB
17
1.1.2.2.5 Tipo ventana
Figura 1.9 Transformador de corriente tipo Ventana10
Este tipo también consiste en un núcleo en forma de anillo y con
secundario formando un toróide, conjunto que se instala dentro de
compartimento aislado dejando una “ ventana” en el centro de éste. Por
dicha “ventana” se puede pasar cualquier conductor o cable que en este
caso sería el devanado primario. Este tipo de transformador de corriente
se utiliza en los sistemas industriales y en la instrumentación.
10 Figura obtenida de Protective Relaying Theory and Aplications, ABB
18
1.1.2.3 Conexiones
Los transformadores de corriente se pueden conectar en estrella con
conexión residual para relés de tierra, y en delta para conexión de
secuencia cero.
Conexión de los transformadores de corriente
En general los transformadores de corriente en el lado Y de un banco
deben conectarse en delta, y los del lado en delta deben conectarse en Y
para compensar el desfase de 30 grados y bloquear la corriente de
secuencia cero cuando existan fallas externas a tierra; en efecto
conectando en delta los transformadores de corriente, la corriente de
secuencia cero circula en el circuito de los transformadores de corriente
evitando operación errónea del relé.
Esta conexión en delta se puede efectuar directamente en los terminales
secundarios de los transformadores de corriente ó con transformadores
auxiliares. Estos transformadores pueden estar localizados en cualquiera
de los lados de conexión del transformador de potencia.
1.2 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES
Los transformadores están sometidos a cortocircuitos internos y a
sobrecorrientes por fallas externas; para lo primero se protegen con relés
diferenciales del tipo porcentual y de presión o acumulación de gas, lo
segundo se protege con relés de sobrecorriente. Además, los
transformadores sufren anomalías tales como sobrecalentamientos y
sobrecargas que se detectan con resistencias detectoras de temperatura y
19
relés de sobrecarga respectivamente. A continuación se describen los
relés para la protección de transformadores.
1.2.1 Protección diferencial
Los relés diferenciales son la principal forma de protección contra fallas
para transformadores con capacidades nominales de 5 MVA y mayores.
Los relés diferenciales para transformadores están sujetos a varios factores
que pueden causar errores de operación.
• Niveles de tensión diferentes, implicando diferentes corrientes primarias
en los circuitos de conexión, lo cual se compensa con la adecuada
selección de la relación de los transformadores de corriente.
• Posible desequilibrio de relación de transformación en los diferentes
transformadores de corriente. Para unidades con cambiadores de
tomas se presenta un problema adicional con relación a la variación de
las corrientes nominales, por lo cual el relé diferencial es del tipo
porcentual o con bobinas de restricción.
• Corriente inicial de magnetización “inrush”, que el relé principal ve
como una falla. Esta corriente es entre ocho (8) y doce (12) veces la
nominal y que varía de acuerdo con el diseño del transformador, la
fuente de potencia y la impedancia del circuito. La forma presentada
por dicha corriente de magnetización demuestra un alto componente de
cc y una gran cantidad de componentes armónicas.
Por la última razón, debe realizarse la distinción entre la corriente nominal
y la magnetizante por medio de una de las siguientes formas:
20
• Un relé diferencial con una sensibilidad reducida a la onda de
magnetización. Tales unidades tiene un alto “pick-up” más un tiempo
de retardo para pasar los altos picos iniciales.
• Un bloqueo o restricción de armónicas ó una unidad supervisora
utilizada conjuntamente con el relé diferencial.
• Insensibilidad del relé durante la energización en el transformador.
1.2.1.1 Ajuste del relé
El relé diferencial debe ser del tipo porcentual con una pendiente
normalmente ajustable entre el veinte y el cuarenta por ciento (20% y
40%). El tiempo de ajuste varía de acuerdo con el tipo de sensibilidad o
tipo de relé, preferiblemente debe ser del tipo instantáneo.
La escogencia de la pendiente de funcionamiento de los relés diferenciales
porcentuales que se utilizan para la protección de transformadores debe
realizarse teniendo en cuenta los siguientes factores:
• Cambiadores de derivaciones: Normalmente en estos equipos se
incluyen cambiadores de derivaciones con el objeto de efectuar una
regulación de la tensión del transformador la cual se expresa como + ó -
X% de cambio en la regulación de transformación. La práctica es
seleccionar las relaciones de los transformadores de corriente
asumiendo el cambiador de derivaciones en el punto medio de la zona
de conmutación por lo cual el desequilibrio máximo que puede ocurrir
por esta causa es X%.
21
• Error introducido por las relaciones de transformación seleccionadas
para los transformadores de corriente durante fallas externas. Se
asume entonces que los tres (3) desequilibrios se encuentran en la
misma dirección y se adiciona un cinco por ciento (5%) de margen,
valor que dará el porcentaje de funcionamiento de ajuste del relé.
1.2.2 Relés de sensibilidad reducida
Los relés de inducción son relativamente insensibles al alto porcentaje de
armónicas contenidas en la corriente inicial de magnetización. Estos relés
se utilizan con transformadores de dos (2) devanados si la corriente de
magnetización no es muy severa (situación típica de transformadores
alejados de las fuentes de generación). Con modificaciones (adicionando
bobinas de restricción) se consigue un relé con una característica de
porcentaje variable. El porcentaje es bajo en fallas leves, donde el
comportamiento de los transformadores de corriente es bueno, y alto para
fallas fuertes, donde puede ocurrir saturación de los transformadores de
corriente.
Este tipo de relé es adecuado para proteger bancos de transformadores no
sujetos a severas corrientes iniciales de magnetización, particularmente si
se necesitan más de dos (2) circuitos de restricción. El tiempo de
operación es de dos (2) a seis (6) ciclos y pendientes de funcionamiento
hasta el cincuenta por ciento (50%)
1.2.3 Relés con bloqueo de armónicos
Ya que la corriente inicial de magnetización tiene un alto contenido de
armónicas, particularmente de segundo orden (valor típico del setenta y
tres por ciento de la componente de frecuencia fundamental), ésta se
22
puede bloquear y así insensibilizar el relé durante la energización del
transformador.
El relé debe producir suficiente bloqueo para evitar la operación por el pico
de corriente sin hacerlo insensible para fallas internas, las cuales
presentan también algunas armónicas. La característica de porcentaje de
este tipo de relés va desde veinte por ciento (20%) en fallas leves hasta
setenta por ciento (70%) en fallas fuertes. Este relé es apropiado para ser
utilizado cerca o en las centrales de generación en donde pueden
presentarse fuertes corrientes de magnetización.
1.2.4 Relé Buchholz
Una combinación de acumulador de gas y relé de aceite, llamado relé
”Buchholz”, se aplica solamente a los transformadores con tanque
conservador de aceite conectado con el tanque principal, el primero de los
cuales actúa como una cámara de expansión. En la tubería de conexión
están los dos (2) elementos del relé; uno de ellos es una cámara de
recolección de gas en la cual se recoge el gas resultante del rompimiento
del aislamiento por la presencia de un leve arco eléctrico; cuando se ha
acumulado cierta cantidad de gas el relé da una alarma. El otro elemento
es un dispositivo que se opera por el movimiento repentino del aceite a
través de la tubería de conexión cuando ocurren fallas severas, cerrando
unos contactos para disparar los interruptores del transformador.
1.2.5 Relé de sobrecorriente
Los relés de sobrecorriente se utilizan para la protección de fallas en
transformadores que tienen su propio interruptor, solamente cuando el
costo de la protección diferencial no se justifica, aunque la protección de
sobrecorriente no se compare a la diferencial en cuanto a sensibilidad.
23
En transformadores de potencia se utilizan relés de sobrecorriente como
respaldo al relé diferencial y a fallas externas.
Un transformador de corriente en cada fase y dos (2) relés de
sobrecorriente de fase y uno a tierra, deben colocarse en cada lado del
transformador conectado a través de un interruptor a la fuente de
corriente de cortocircuito. Los relés de sobrecorriente deberán tener una
característica de tiempo inverso cuyo valor de puesta en trabajo pueden
ajustarse a algo más de la corriente máxima de carga, aproximadamente
ciento cincuenta por ciento (150%) del máximo, y con suficiente retardo en
tal forma que sean selectivos con los relés de protección de elementos del
sistema adyacentes en caso de cortocircuitos. Los relés de sobrecorriente
colocados en los transformadores de corriente del lado de la alimentación
del transformador, deben tener un elemento instantáneo ajustado entre
ciento cincuenta y ciento sesenta por ciento (150% y 160%), de la corriente
secundaria máxima de cortocircuito.
Los relés de sobrecorriente para protección contra cortocircuitos en
transformadores suministran también la protección de respaldo contra
fallas externas.
1.2.6 Protección contra anomalías
Como ya se mencionó, las anomalías que pueden sufrir los
transformadores son las sobretemperaturas y las sobrecargas.
La sobretemperatura puede ocurrir por una sobrecarga o por daños en los
sistemas de refrigeración. La sobretemperatura se detecta por medio de
resistencias detectoras de temperatura (RTD) las cuales se instalan, de
acuerdo con la temperatura del transformador, para dar alarma o para dar
disparo. La sobrecarga produce sobrecalentamiento y por lo tanto con las
24
RTD’S se detecta también esta anomalía. Pero generalmente se utiliza un
relé de sobrecarga del tipo imagen térmica conectado a los
transformadores de corriente. Este relé descrito anteriormente de alarma
y disparo, controla el mecanismo de enfriamiento de los transformadores.
Protección contra sobrecarga (49). Este relé actúa cuando se
incrementa la temperatura de los devanados del transformador al existir
sobrecarga. Se ajusta a la corriente nominal In del secundario del
transformador de corriente XA/5A.
1.2.7 Protección de transformadores de puesta a tierra
La protección de dichos transformadores debe efectuarse, ya que la
función principal del transformador de puesta a tierra es permitir la
circulación y detección de la corriente de secuencia cero del sistema, ante
la ocurrencia de una falla en él, la conexión en delta atrapará dicha
corriente evitando el funcionamiento erróneo de los relés de sobrecorriente
los cuales pueden ajustarse en forma sensible de tal manera que detecten
las fallas que se presenten.
Una manera complementaria de proteger el transformador de puesta a
tierra, es utilizando un esquema de protección contra fallas a tierra
restringido utilizando un relé de sobrecorriente de alta impedancia
(conocido también con el nombre de esquema diferencial para fallas a
tierra), el cual protege contra fallas a tierra que ocurran dentro de la zona
cubierta por los transformadores de corriente.
1.3 CONFIGURACIÓN Y PROTECCIÓN DE BARRAS
A continuación se describen los diferentes arreglos de barras o
configuraciones de subestaciones, y sus formas de protección. Se
25
describen las diferentes configuraciones de subestaciones para dar una
mayor claridad a los esquemas de protección de barras.
1.3.1 Configuraciones
Básicamente existen dos tendencias generales con respecto a los tipos de
configuraciones. Estas tendencias son la europea o de conexión de barras
y la americana o de conexión de interruptores. Cada una de las
tendencias tiene diversos tipos de configuraciones, las cuales se describen
a continuación. (ver anexo A )
Por configuraciones de conexión de barras se entienden aquellas en las
cuales cada circuito tiene un interruptor, con la posibilidad de conectarse
a una o más barras por medio de seccionadores. Las configuraciones más
utilizadas en esta tendencia son:
1.3.1.1 Barra sencilla y un interruptor
Es una configuración económica, simple, fácil de proteger, ocupa poco
espacio y no presta muchas posibilidades de operación incorrecta. Como
desventaja principal puede citarse la falta de confiabilidad, seguridad y
flexibilidad teniendo así que suspender el servicio en forma total cuando se
requiere hacer una revisión o reparación en la barra colectora; sin
embargo, con un seccionamiento longitudinal se obtiene alguna
confiabilidad y flexibilidad pues se hace posible separar en dos partes el
barraje, lo cual facilita las reparaciones, trabajos de ampliación en
determinadas circunstancias y aún la operación misma se conserva
descomplicada.
26
Esta disposición exige retirar del servicio todo el campo y su elemento
conectado (línea o transformador) cuando se va a realizar cualquier trabajo
sobre el interruptor u otro de los aparatos del campo.
1.3.1.2 Barra principal y barra de transferencia
Con esta configuración cada campo de conexión se puede conmutar por
medio del interruptor de transferencia a la barra del mismo nombre
conservando en esta forma el servicio del campo respectivo durante el
mantenimiento del interruptor o fallas del mismo, lo que demuestra la
buena confiabilidad que la configuración presenta durante estas
circunstancias. Si la barra principal se seccionaliza por medio de un
seccionador para cada parte de ella, y el acople de barras se coloca entre
los dos seccionadores se tiene la posibilidad de hacer mantenimiento de
barras dejando sin servicio únicamente la mitad de la subestación, y aún
se puede mantener en servicio por medio del interruptor de acople y la
barra de transferencia uno de los circuitos correspondientes a la barra que
se quiere aislar, lográndose en esta forma alguna flexibilidad.
Esta configuración es económica en costo inicial y final a pesar de exigir
un interruptor de transferencia. Es posible también en casos especiales
usar la barra de transferencia como puente de paso de una línea que
normalmente se interrumpe en la subestación. Por otra parte, una falla en
el barraje o en un interruptor saca del servicio toda la subestación hasta
que pueda aislarse la falla, lo cual implica la falta de seguridad de la
configuración.
1.3.1.3 Doble Barra
Esta configuración es flexible ya que permite separar los circuitos en cada
una de las barras, pudiéndose así dividir sistemas; además tiene
27
confiabilidad, pero no seguridad por falla en barras y en interruptores. Es
posible también hacer mantenimiento en barras sin suspender el servicio y
por ello se usa en áreas de alta contaminación ambiental. Se adapta muy
bien a sistemas muy enmallados en donde es necesario disponer de
flexibilidad.
Debido a esta flexibilidad se puede usar el acople como seccionador de
barras, permitiendo así conectar a una y otra barra circuitos provenientes
de una misma fuente sin necesidad de hacer cruces a la entrada de las
líneas a la subestación.
Para el mantenimiento de interruptores es necesario hacer suspensión de
servicio de la respectiva salida. Sin embargo, si el sistema es muy
enmallado, la desconexión de un circuito no tiene mucho efecto en su
comportamiento.
1.3.1.4 Doble Barra con “By-pass”
Reúne, pero no simultáneamente, las características de las
configuraciones anteriores. Esto se logra a partir de la doble barra
conectando un seccionador de “by-pass” a cada salida y adicionando
además otro seccionador para cada interruptor. Cuando se tienen circuitos
conectados a una y otra barra, no es posible hacer mantenimiento a
interruptores sin suspender el servicio, pues para ello se necesitará que
una de las barras estuviera completamente libre para usarla como barra
de transferencia, no presentándose así conjuntamente las propiedades de
flexibilidad y confiabilidad.
Esta configuración es la que requiere un mayor número de equipos por
campo, presentándose así mismo una gran posibilidad de operación
incorrecta durante las maniobras. Por lo general a esta configuración no
28
se le explota su flexibilidad, pues se usa una de las barras como simple
barra de reserva y/o de transferencia, no compensándose así la alta
inversión que ella implica.
1.3.1.5 Configuración Anillo
Es una configuración económica y confiable, además de segura, pero sin
flexibilidad; permite continuidad de servicio por falla o mantenimiento de
un interruptor. Cada línea o circuito está sometido a dos interruptores.
En caso de falla de un circuito mientras se hace mantenimiento en otro, el
anillo puede quedar dividido y presentar falta de servicio para alguna de
las partes.
Para efectos de distribución de corrientes, los circuitos conectados al anillo
se deben repartir de tal manera que las fuentes de energía se alternen con
las cargas. Cuando la suspensión de un circuito es larga, se debe abrir el
desconectador de la línea para poder cerrar los interruptores y dar
continuidad al anillo.
1.3.1.6 Interruptor y medio
Esta configuración debe su nombre al hecho de exigir tres interruptores
por cada dos salidas. Se puede hacer mantenimiento a cualquier
interruptor ó barraje sin suspender el servicio y sin alterar el sistema de
protección; además, una falla en un barraje no interrumpe el servicio a
ningún circuito presentándose así un alto índice de confiabilidad y de
seguridad tanto por falla en los interruptores como en los circuitos y en las
barras. Normalmente se opera con ambas barras energizadas y todos los
interruptores cerrados.
29
1.3.1.7 Doble barra doble interruptor
Presenta la mayor seguridad entre todas las configuraciones y gran
libertad para operación, para trabajos de revisión y mantenimiento.
Necesita dos interruptores por circuito y normalmente cada circuito se
conecta a ambas barras, es la más costosa de todas las configuraciones a
expensas de su seguridad en el suministro.
1.3.2 Protección de barras
Aunque existen muchos métodos para protección de barras (diferencial
con acopladores lineales, diferencial con relés de sobrecorriente, diferencial
parcial, diferencial con relés de sobretensión, protección con el segundo
escalón o zona del relé de distancia), algunos son utilizados para niveles de
tensión intermedia ya que presentan tiempos de operación poco
convenientes debido a la importancia que tienen los barrajes desde el
punto de vista de la estabilidad de la red a la cual se conectan; en niveles
de alta y extra alta tensión se utilizan principalmente los métodos de la
comparación direccional y la protección diferencial de alta impedancia. A
continuación se describen algunos de estos métodos:
1.3.2.1 Protección de barras con relés diferenciales de corriente
La protección de barras con relés diferenciales de sobrecorriente es una
aplicación directa de los relés diferenciales, en donde los secundarios de
los transformadores de corriente de todos los circuitos van conectados al
barraje en paralelo.
En condiciones normales o durante una falla externa la sumatoria de las
corrientes a través del relé es cero; pero cuando ocurre una falla interna a
la zona del relé circulará por éste una corriente igual a la suma de todas
30
las corrientes secundarias, produciéndose así su funcionamiento. Debido
a las diferencias en las precisiones de los transformadores de corriente,
éste relé debe tener bobinas de retención, o sea, que es del tipo porcentual.
1.3.2.2 Protección de barras con relés de alta impedancia.
En este tipo de protección, los arrollamientos secundarios de todos los
transformadores de corriente de los circuitos conectados al barraje se
conectan en paralelo. Los circuitos secundarios puestos así en paralelo,
van conectados a una impedancia de valor elevado que alimenta el sistema
de medida. La caída de tensión en esta impedancia sirve de criterio de
medida.
Para que este sistema de protección sea efectivo, todos los transformadores
de corriente deberán tener la misma relación de transformación, la misma
curva de saturación y la resistencia de los circuitos secundarios deberá
mantenerse baja; por lo tanto deberá evitarse en lo posible
transformadores de corriente auxiliares para evitar introducir más
impedancia (esto debe ser tenido en cuenta para las ampliaciones de
subestaciones) y minimizar la impedancia desde los transformadores hasta
el punto de unión, realizando ésta en el patio tan cerca como sea posible a
los transformadores hasta el punto de unión, realizando éste óptimamente
(el punto de unión deberá ser equidistante de todos los transformadores de
corriente).
Generalmente las barras de las configuraciones en donde no se conmutan
los circuitos a una barra o a otra (barra sencilla, barra principal y de
transferencia, interruptor y medio y doble interruptor), se protegen con
relés diferenciales de alta impedancia de cualquier tipo.
31
1.4 PROTECCIÓN DE LÍNEAS
La protección de líneas se hace generalmente con relés diferenciales de
distancia y direccionales de corriente.
De acuerdo con el nivel de voltaje que presente la línea se utilizan los
siguientes de protección:
Líneas de 230 kV y 115kV
En este tipo de líneas se debe utilizar los siguientes relés:
• Relé de distancia
• Relé de recierre
• Relé direccional de sobrecorriente
• Relé de recepción de señal portadora
Cuando se trata de circuitos radiales los relés direccionales de
sobrecorriente pueden ser reemplazados por relés de sobrecorriente.
Línea de 34.5 kV y 13.2 kV
Este tipo de líneas deben protegerse con relés de sobrecorriente. Si se trata
de líneas en anillo a 34.5 kV se recomienda utilizar relés direccionales de
sobrecorriente.
En circuitos radiales de 13.2 kV y 34.5 kV, se recomienda incluir dentro
del esquema de protección, relés de recierre.
CAPITULO 2
DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN
2.1 DESCRIPCIÓN GENERAL
Figura 2.1 Localización geográfica de la subestación Salitre
2.1.1 Localización geográfica
La subestación Salitre se encuentra localizada al occidente de la ciudad de
Bogotá, sobre la avenida 68, en el sector del Salitre,
33
frente al parque Simón Bolívar y aproximadamente a 200 metros de la
Avenida El Dorado, con ingreso por la diagonal 53 #53-62.
2.1.2 Localización topológica
Figura 2.2 Localización topológica de la subestación Salitre
La subestación salitre se encuentra interconectada con la central de
generación Darío Valencia Samper a través de la línea Colegio a 115 kV a
través de las líneas Fontibón, El sol, Morato, La paz y calle 67 con las
respectivas subestaciones. En el anillo de 57.5 kV está interconectada a
través de las líneas Centro Urbano y San Facón con las subestaciones de
igual nombre.
La subestación salitre tiene una capacidad de transformación de 150 MVA:
En 115/57.5 kV tiene 60 MVA y en 115/11.4 kV tiene 90 MVA. Su
configuración es de barraje principal y barraje de transferencia tanto en la
sección de 115 kV como en la de 57.5 kV
34
2.1.3 Planta general de la subestación
Figura 2.3 Planta general de la subestación
35
2.1.4 Sala de control
Figura 2.4 Plano de la sala de control
2.1.5 Servicios auxiliares de corriente alterna
Figura 2.5 Servicios auxiliares de corriente alterna
36
Como se puede ver en la figura 2.5 el servicio de auxiliares de c.a está
servido por tres transformadores trifásicos. Un transformador de 150 kVA
marca Sola Basic tyf s.a, 11400/260/150-208/120 voltios, alimenta los
tableros de iluminación y tomas para las oficinas costado sur de la S/E.
Un tercer transformador de 200 kVA, 11400/480 Voltios se mantiene en
reserva para la alimentación de equipos especiales de pruebas y
mantenimiento.
2.1.6 Servicios Auxiliares de corriente continua
En la siguiente figura se muestran los principales componentes de este
sistema, cuyas características serán explicadas a continuación:
Figura 2.6 Servicios auxiliares de corriente continua
2.1.7 Banco de baterías
Las baterías son del tipo plomo-ácido, marca Yuasa, modelo cs-400
V min/celda : 1.8 V. c.c
37
V flotación/celda : 2.2 V. c.c (132 V.C.C total)
V nominal banco : 130 V. c.c
Capacidad : 400 A-h
Régimen de descarga : 10 h
Total : 60 unidades de baterías
2.1.8 Cargador de baterías
Existe un cargador de baterías marca Electrona # 129985
V nom/salida : 125 V c.c
I máx/salida : 30 A c.c
V ent : 208 V c.a +/- 10%
I máx/ent : 15 A c.c
La subestación Salitre es una frontera entre el sistema de 115 kV y el de
57.5 kV, en donde hay disponibilidad de 180 MVA para la carga que
consume la red de 57.5 kV y además, se distribuyen del sistema de 115
kV, 90 MVA a través de tres filas con ocho celdas cada una para las cargas
que se sirven en el área de influencia de la subestación.
La configuración del patio de conexiones a 57.5 kV es de barras principal y
de transferencia, con un campo acoplador cuyo fin es reemplazar el
interruptor de cualquier circuito por una maniobra de by-pass.
Dos líneas de transmisión, a las subestaciones Centro Urbano y San
Fasón, interconectan esta subestación con la red de 57.5 kV.
Los elementos de protección existentes para líneas de transmisión son
relés de sobrecorriente direccional de fases y de tierra con características
de tiempo inverso, General Electric tipos IBCV e ICP se conservan
38
instalados en los tableros, relés de tipo hilo piloto, General Eléctric tipo
CPD, hoy fuera de servicio, pero que en una época se utilizaban como
protección principal.
En el panel de protecciones, para el interruptor acoplador de unión barras,
está instalada una protección de sobrecorriente de fases y tierra, con
elementos iguales a los instalados para las líneas de transmisión. Esta
protección entra en servicio cuando se hace una maniobra de by-pass en
un circuito.
Una de las dificultades que se ha presentado en el sistema de protecciones
de la empresa CODENSA S.A es que no se dispone de una definición
precisa, única y escrita de los criterios que se deben utilizar para la
selección y ajustes de las protecciones, que sean fruto de un estudio
detallado, no solo de una subestación sino de la coordinación de
protecciones de todo el sistema de 115 kV. El resultado es que en el
conjunto no se utilizan criterios unificados, de modo que obtener una
coordinación adecuada ha sido difícil de lograr.
Relés de sobrecorriente temporizados de fases (extremadamente
inversos)
Corriente de arranque: 120% de la capacidad de la línea. Aun en líneas
que normalmente se operan con cargas muy inferiores a su capacidad,
este criterio permite aprovechar al máximo la red en situaciones de
emergencia. Como las líneas son muy cortas, las fallas entre fases
generan siempre corrientes de fallas superiores al criterio definido.
39
También las fallas a tierra, la mayoría de veces, alcanzan a producir
corrientes superiores al 120% de la capacidad de las líneas.
Curva de temporización: Se utiliza la curva más rápida que permita una
operación coordinada con los relés de las líneas adyacentes. El tiempo de
coordinación debe estar entre 250 y 450 milisegundos
El límite inferior ha sido la práctica en muchos sistemas y ha mostrado
ser un buen margen para compensar los tiempos de operación de
interruptores y los errores de medida y operación en los relés, así como los
originados en los cálculos de las corrientes de cortocircuito.
El límite superior no debe excederse debido a que se desmejora la
velocidad de respuesta del sistema de protecciones en su conjunto.
La coordinación de curvas de operación se obtiene con las corrientes
máximas de cortocircuito monofásico. Como todas las curvas son
similares, la coordinación se conserva para corrientes de falla muy bajas.
La coordinación de relés entre líneas adyacentes se realiza con la mayor
corriente para falla monofásica teniendo en cuenta todas las líneas del
extremo lejano en servicio y con cada una de estas líneas fuera de servicio.
Unidad instantánea: 130% de la corriente que censa el relé para la falla de
mayor magnitud ocurrida en el extremo lejano. Se escoge la mayor
corriente para la falla monofásica o trifásica teniendo en cuenta todas las
líneas del extremo lejano en servicio y con cada una de estas líneas fuera
de servicio.
40
A continuación se relaciona el listado de los diferentes tipos de protección
de la subestación Salitre, listado que fue actualizado para la realización del
presente trabajo.
2.2 DESCRIPCIÓN ELÉCTRICA
Los niveles de tensión de la subestación son de 115 kV, 57.5 kV y 11.4 kV.
La disposición de la subestación es de barraje principal y barraje de
transferencia, con un interruptor de acoplamiento de barras, tanto en 115
kV como en 57.5 kV.
Al nivel de 115 kV, la subestación tiene líneas de interconexión con la
central de generación Darío Valencia Samper y con las subestaciones
Fontibón, El Sol, Morato, La Paz y Calle 67.
Existen tres bancos de transformadores de 115/57.5 kV, de 3 X 20 MVA
cada uno, que alimentan el barraje de 57.5 kV, en el cual existen tres
módulos de línea, dos para interconexión a este nivel de tensión con las
subestaciones Centro Urbano y San facón y un tercero que se encuentra
libre.
La subestación cuenta con tres transformadores trifásicos de 30 MVA cada
uno de 115 kV a 11.4 kV denominados D1, D2 y D3 para alimentar tres
filas de circuitos de distribución a 11.4 kV.
Tabla 2.1 Transformadores que alimentan los circuitos de distribución
TRAFO FILA CELDAS CIRCUITOS TENSION(KV)
D1 1 Magrini 8 11.4
D2 2 Magrini 8 11.4
D3 3 Magrini 8 11.4
FUENTE: Datos suministrados por CODENSA S.A
41
Existe la posibilidad de interconexión entre filas a nivel de 11.4 kV para
suministrar servicio provisional a sus circuitos, en caso de falla o
mantenimiento del transformador correspondiente a través de los demás
transformadores, por medio de interruptores de unión barras U1-2 y U2-3.
La suplencia esta limitada a la disponibilidad de carga de los
transformadores en un momento dado.
2.2.1 Interruptores de 115 kV.
Los interruptores de potencia son dispositivos de corte que tienen la
capacidad para operar tanto con corriente nominal, como con corriente de
falla (corrientes de corto circuito). Este dispositivo actúa comandado por
los relés de protección, o por una orden del operador.
En la subestación Salitre existen las siguientes marcas de interruptores de
115 kV.
Tabla 2.2 Principales características de los interruptores de 115 kV presentes en la
subestación
INTERRUPTOR MARCA TIPO ICC
(KA)
V
(KV)
I (A) EXTINCION
Línea Colegio MAGRINI
GALILEO
SB6145 1250 SF6
Línea Fontibon MAGRINI SB6145 31.5 123 1250 SF6
Línea El Sol MAGRINI
GALILEO
SB6145 25 1250 SF6
Línea Morato MAGRINI SB6145 1250 ACEITE
42
GALILEO
Línea La Paz MAGRINI
GALILEO
SB6145 31.5 1250 SF6
Línea Calle 67 ASEA HPL 145 31.5 SF6
Unión Barras MAGRINI
GALILEO
SB6145 31.5 123 1250 SF6
transformador D1 ASEA HLR 25 ACEITE
transformador D2 ASEA HLR 202 25 ACEITE
transformador D3 OERLIKON TOFQ150.
12
1250 ACEITE
Banco S1 OERLIKON TOFQ150.
12
1250 ACEITE
Banco S2 OERLIKON TOFQ150. 1250 ACEITE
FUENTE: Datos suministrados por CODENSA S.A
2.2.1.1 Descripción de los equipos
El interruptor de 115 kV marca OERLIKON tipo TOFQ 150.12 es de
pequeño volumen de aceite, 3800 MVA 150 kV dispositivo de maniobra
tipo OP&, 2500 A de corriente nominal.
Estos interruptores de mínimo volumen de aceite consisten en tres
columnas, una por fase separadas y montadas sobre un soporte con
ruedas. El interruptor se opera hidraúlicamente, cada polo es equipado
con una unidad de operación, conectada con un tubo de alimentación y un
conducto de retorno al mecanismo común de operación.
43
Cada columna del interruptor se divide en dos partes. La sección inferior
con un mecanismo de manivela y la sección superior con los contactos del
interruptor y la cámara de extinción del arco.
El mecanismo de manivela (hidráulico) es el que abre y cierra el
interruptor y viene embebido en una cámara de aceite.
La sección superior tiene un cilindro de presión el cual se encarga en el
momento de la apertura del interruptor, de presionar el aceite en la
cámara apaga chispas para extinguir el arco formado. La presión nominal
de trabajo de estos interruptores es de 336 kg/in2.
2.2.1.2 Operación del interruptor
El interruptor Oerlikon tiene su mecanismo de operación hidráulico. El
interruptor puede ser operado desde el centro regional de despacho, desde
la sala de control o desde su propio sitio de instalación en el patio, además
puede abrirse por la acción de las protecciones.
2.2.2 Interruptores ABB HLR
El interruptor de 115 kV marca ASEA, tipo HLR es de pequeño volumen de
aceite, dispositivo de maniobra tipo BLG, 1250 A de corriente nominal.
Los elementos de corte están montados sobre aisladores de soporte que
constituyen el aislamiento del polo con relación a tierra, cada aislador
soporta un elemento de ruptura, cada elemento de ruptura consta de un
recipiente de aceite provisto de una cámara de extinción de tipo soplado
transversal. El recipiente de aceite esta formado de una pieza de
porcelana esmaltada junto con un tubo de fibra de vidrio en el interior,
bridas de sujeción, cubiertas por un mecanismo moldeado de metal liviano
44
y una caperuza superior herméticamente cerrada. El elemento de ruptura
constituye una unidad herméticamente cerrada.
Los interruptores HLR están maniobrados mediante mecanismos de
accionamiento con motor y resortes tipo BLG. El dispositivo está
conectado a los mecanismos de accionamiento de los elementos de ruptura
mediante un sistema de tirantes, engranajes y aisladores de maniobra.
Una operación de cierre del interruptor se obtiene mediante los resortes de
cierre existentes en el mecanismo de accionamiento. En el momento de
cierre se tensan automáticamente los resortes de apertura, que están
permanentemente conectados al extremo exterior del sistema de tirantes.
Mediante la retención de apertura del mecanismo de accionamiento, el
interruptor queda en posición cerrado. Para una operación de apertura se
requiere solamente disparo de la retención.
2.2.2.1 Operación del interruptor
El interruptor ASEA tiene su mecanismo de operación por resortes los
cuales se cargan mediante un motor o manualmente a través de un acople
mecánico. Por medio de la acción de la manivela. El interruptor puede ser
operado desde el centro de control, desde la sala de control o desde su
propio sitio de instalación en el patio, además puede abrirse por la acción
de las protecciones.
2.2.3 Interruptor MAGRINI GALILEO Tipo SB6 145
El interruptor Magrini Galileo es de extinción de arco con SF6, 1250 A de
corriente nominal.
45
El interruptor es construido con tres polos separados, con tres secciones
principales. La inferior encierra en cajas los mecanismos de operación,
encima de estas los aisladores de soporte huecos a través de los cuales,
pasan los aisladores de operación y por último, la sección superior que
comprende las unidades de interrupción.
Los polos del interruptor están permanentemente llenos de gas SF6,
normalmente a una presión de 5kg/cm2.
Los polos van montados en una estructura de hierros angulares y
galvanizado en baño caliente.
La elevación de la presión y el flujo del gas que son necesarios para
extinguir el arco durante la ruptura, son producidos por el “puffer”, que es
básicamente una bomba en la que el pistón esta fijo y el cilindro es móvil.
El interruptor es accionado por un dispositivo de cierre de resortes
accionados por un motor.
Los resortes de cierre se cargan automáticamente por un motor dentado
después de cada operación de apertura. Los resortes también se pueden
cargar manualmente por medio de una palanca removible en caso de
emergencia. La liberación de los resortes de apertura ó cierre también se
puede hacer manualmente por medio de pulsadores suministrados en el
frente del mecanismo ó a través de las bobinas de control.
2.2.3.1 Operación
El interruptor Magrini tiene su mecanismo de operación por resortes los
cuales se cargan mediante un motor o manualmente a través de un acople
mecánico, por medio de la acción de una manivela. El interruptor puede
ser operado desde el centro regional de despacho, desde la sala de control,
46
o desde su propio sitio de instalación en el patio, además puede abrirse
por la acción de las protecciones.
2.2.4 Interruptores ABB HPL
La línea Calle 67 de la subestación Salitre, posee un interruptor de 115 kV
marca ASEA, tipo hpl 145/25C1, de extinción en SF6, dispositivo de
maniobra tipo BLG 352C, 2500A de corriente nominal.
El interruptor se ha fabricado a base de tres polos separados, con tres
secciones principales. La inferior que encierra en cajas los mecanismos de
operación, encima de ésta aisladores de soporte hueco a través de los
cuales pasan los aisladores de operación y por último, la sección superior
que comprende las unidades de interrupción.
Los polos del interruptor están permanentemente llenos de gas SF6,
normalmente a una presión de 0.5 Mpa. Para vigilar la presión, los polos
están dotados de monitores de densidad. Los polos van montados en
estructuras de columnas independientes, con estructura de hierros
angulares y galvanizadas
La elevación de la presión y el flujo del gas que son necesarios para
extinguir el arco durante la apertura, son producidos por el “puffer”, que
es en principio una bomba en la que el pistón está fijo y el cilindro es
móvil.
El interruptor HPL es accionado por un dispositivo de cierre de resortes
accionados por motor, del tipo BLG. El dispositivo de operación va
conectado a los mecanismos de operación de los polos mediante un
sistema de varillas de tiro. El interruptor se cierra con ayuda del
dispositivo de operación que contiene los resortes de cierre. Al producirse
47
el cierre, se cargan los resortes de apertura que van firmemente unidos al
mecanismo de operación de los polos. El pestillo de apertura del
dispositivo de operación, mantiene el interruptor en la posición cerrada,
para una posición de apertura sólo se necesita que se suelte el pestillo de
apertura.
El interruptor ASEA tiene su mecanismo de operación por resortes los
cuales se cargan mediante un motor o manualmente a través de un acople
mecánico, por medio de la acción de una manivela. El interruptor puede
ser operado desde el centro regional de despacho, desde la sala de control,
o desde su propio sitio de instalación en el patio, además puede abrirse
por la acción de las protecciones.
2.2.5 Interruptores de 57.5 kV
Tabla 2.3 Principales características de los interruptores de 57.5 kV presentes en la
subestación
INTERRUPTOR MARCA TIPO ICC (A) I (A) EXTINCION
Banco S1 57.5kV G.E. Fk 69
2500-5
21 1200 ACEITE
Banco S2 57.5kV Westing
House
GO-4B 21 1200 ACEITE
Banco S3 57.5kV Westing
House
GO-4B 21 1200 ACEITE
Línea Centro
Urbano
G.E. Fk 69
2500-5
12.5 1200 ACEITE
Línea San Facón Westing
House
GO-4B 23 1200 ACEITE
48
Unión Barras G.E. Fk 69
1500-3
1200 ACEITE
FUENTE: Datos suministrados por CODENSA S.A
2.2.5.1 Descripción
Los interruptores de potencia de 57.5 kV de la subestación Salitre son del
tipo de gran volumen de aceite. En estos interruptores el corte de la
corriente se realiza en el interior de un depósito cerrado y lleno de aceite
aislante, semejante al empleado para transformadores.
El conjunto del interruptor se introduce en la cuba o depósito de aceite
aislante. Los conductores bajo tensión se introducen en la cuba por medio
de aisladores de paso. El interruptor es tripolar y los polos se accionan
por un volante de accionamiento común a los tres. La cuba de aceite es de
plancha de acero en forma cilíndrica. La cuba no esta totalmente llena de
aceite, sino que entre el nivel de aceite y la parte inferior de la tapa, se deja
cierto volumen de aire que actúa de amortiguador.
En los bujes de entrada y salida del interruptor vienen instalados
transformadores de corriente tipo buje con 4 o 5 derivaciones para proveer
un ancho rango de relaciones. Estas derivaciones se traen con
conductores a unas borneras localizadas en el gabinete del mecanismo de
operación.
El mecanismo de operación de los interruptores es del tipo neumático, en
este mecanismo la energía es almacenada en forma de aire comprimido.
En este tipo de interruptores el tensado de los muelles de desconexión se
efectúa durante la maniobra de conexión, es decir que el aire comprimido
solamente se utiliza para conectar el interruptor.
49
El operador neumático consiste en un cilindro de aire y un pistón con un
equipo de mecanismo y control. La unidad se diseña para operaciones de
cierre, apertura, disparo libre y recierre.
El voltaje de control y los rangos de presión son dados en la placa de
características. El motor del compresor opera con 230 V c.a y la presión
de trabajo es de 150 PSI.
El sistema contiene tres suiches de presión: Gobernador de la presión ( 63
G ), alarma de presión ( 63 A ) y desconexión por baja presión ( 63 C).
• Suiche gobernador de presión (63 G): Este suiche funciona para cerrar
sus contactos y arrancar el compresor de aire, siempre que la presión
caiga por debajo de 15 psi.
• Suiche de presión alarma ( 63 A ). Este suiche opera y se ajusta del 10
al 13% sobre la mínima presión de operación. Generalmente opera de
1.3 a 13 psi sobre el punto de cierre.
• Desconexión por baja presión ( 63 C ): Este suiche funciona para abrir
el circuito de control del mecanismo de cierre, cuando se presenta una
presión de falla por debajo de la presión mínima de operación. El
suiche operará para una presión ± 2% de la presión mínima.
• En una operación de cierre, el suiche de control energiza la bobina de
cierre de la válvula de control (V/C) y la bobina del relé de antibombeo
(Y). El relé tiene un arranque temporizado el cual permite a la
armadura guía de la válvula de control llegar a un ciclo completo y ser
sellada por la pieza de polo magnético antes que el relé opere, abriendo
sus contactos normalmente cerrados. Esto abre el circuito de la bobina
50
de cierre de la válvula de control (V/C).
• Siempre que el suiche de control de cierre es reseteado antes que la
operación se complete, la válvula permanecerá sellada para permitir
que la operación sea completada.
• En el instante que la válvula abre, el aire entra a la cámara tras la
descarga del pistón de la válvula. La válvula de disco, la cual ha sido
detenida en posición cerrada, abre permitiendo al aire entrar al cilindro
bajo el pistón. Como el pistón es forzado hacia arriba por el incremento
de la presión del aire en el cilindro, el pistón engancha los rodillos
formando un conjunto el cual cierra el interruptor por la acción de
halar hacia abajo el acople.
• Cuando la presión en la válvula del pistón falla debido a un escape de
aire por los lados de la válvula de control, la válvula de disco de cierre y
el pistón son forzados a regresar en la posición extrema derecha. Los
tres cilindros sacan el aire a la atmósfera por los puertos de desfogue, y
los resortes pueden entonces retornar el pistón a su posición normal de
abajo.
• El disparo normal es una operación que actua después que el
interruptor ha permanecido cerrado por un periodo largo de tiempo. La
bobina de disparo de la válvula y la bobina de disparo de la válvula de
control (V/T) son energizadas por un relé de protección ó por los
contactos de un suiche de control. El contactor de la bobina de disparo
le pega a los dedos de disparo los cuales giran el pestillo hasta afuera
bajo el cilindro. Los resortes de disparo en el interruptor entonces
causan que el interruptor se abra. La bobina de disparo de la válvula
de control es energizada pero nada pasa en la válvula por que esta
51
siempre cerrada en la posición normal.
Una operación de disparo libre ocurre cuando el interruptor se cierra
durante una falla, o si el suiche de control es detenido en la posición de
disparo después de que una operación de cierre es iniciada. El sistema de
cierre de aire consiste en un compresor, un enfriador (after cooler), una
válvula de baja carga, una válvula de chequeo, un receptor de aire, una
válvula de seguridad, una válvula de drenaje, una válvula de control,
suiches de presión y una conexión de aire de emergencia
El enfriador (after cooler) y la válvula de chequeo se localizan entre el
compresor y el receptor de aire. La válvula de baja carga es una válvula
solenoide normalmente abierta localizada entre la válvula de chequeo y el
“aftercooler”. La válvula de baja carga asegura la correcta posición de la
válvula de chequeo y el arranque sin carga del motor. La bobina solenoide
de la válvula es conectada en paralelo con el motor.
El disparo manual y el suiche de bloqueo consisten en un mecanismo para
disparar manualmente el interruptor y el suiche de bloqueo para abrir el
circuito de recierre para prevenir el recierre cuando el interruptor ha sido
disparado por un disparo manual.
2.2.5.2 Operación del interruptor
El interruptor tiene su mecanismo de operación de apertura por medio de
resortes. Los resortes se comprimen por medio de mecanismo neumático.
El mecanismo neumático cierra el interruptor siempre y cuando tenga una
presión de 150 PSI. El interruptor puede ser operado desde el centro
regional de despacho, desde la sala de control o desde su propio sitio de
instalación en el patio, además puede abrirse por acción de las
protecciones.
52
2.2.6 Seccionadores 115 kV
Tabla 2.4 Principales características de los seccionadores de 115 kV presentes en la
subestación
CAMPO UBICACION MARCA ENCLAVAMIENTO MANDO
LINEA SCARPA &
MAGNANO
ELECTROMAG MANUAL
BARRAJE SCARPA &
MAGNANO
ELECTROMAG MANUAL
LINEA
COLEGIO
TRANSFERENCIA SCARPA &
MAGNANO
ELECTROMAG MANUAL
LINEA SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
BARRAJE SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
LINEA
FONTIBON
TRANSFERENCIA SCARPA &
MAGNANO
ELECTROMAG MANUAL
LINEA SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
BARRAJE SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
LINEA EL SOL
TRANSFERENCIA SCARPA &
MAGNANO
ELECTROMAG MANUAL
LINEA
MORATO
LINEA SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
53
BARRAJE SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
TRANSFERENCIA SCARPA &
MAGNANO
ELECTROMAG MANUAL
LINEA MINEL MECANICO MOTORIZA
DO
BARRAJE SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
LINEA CALLE
67
TRANSFERENCIA SCARPA &
MAGNANO
ELECTROMAG MANUAL
LINEA SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
BARRAJE SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
LINEA LA PAZ
TRANSFERENCIA SCARPA &
MAGNANO
ELECTROMAG MANUAL
BARRAJE P SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
UNION
BARRAS
BARRAJE T SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
TRAFOS D1,
D2, D3
BARRAJE SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
BANCOS S1,
S2, S3
BARRAJE SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
54
TRAFO SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
TRANSFERENCIA SCARPA &
MAGNANO
ELECTROMAG MANUAL
FUENTE: Datos suministrados por empresa CODENSA S.A
2.2.6.1 Descripción
Los seccionadores de 115 kV en la subestación Salitre son de maniobra
local, manual. Se accionan mediante una palanca previo el cumplimiento
de los enclavamientos mecánicos o electromagnéticos existentes. Los
enclavamientos mecánicos consisten en mecanismos que mediante la
colocación de un seguro o un candado, impiden la operación de un
seccionador. Los enclavamientos electromagnéticos son dispositivos que
permiten mediante un pulsador ubicado en la caja de conexiones de los
seccionadores, sobre la estructura en el patio, energizar la bobina de
desbloqueo del seccionador.
2.2.7 Seccionadores de 57.5 kV
Tabla 2.5 Principales características de los seccionadores de 57.5 kV presentes en la
subestación
CAMPO UBICACION MARCA ENCLAVAMIENTO MANDO
TRAFO SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
BANCO S1
BARRAJE
PRINCIPAL
SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
55
TRANSFERENCIA SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
TRAFO SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
BARRAJE
PRINCIPAL
SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
BANCO S2
TRANSFERENCIA SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
TRAFO SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
BARRAJE
PRINCIPAL
SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
BANCO S3
TRANSFERENCIA SCARPA &
MAGNANO
MECANICO MANUAL
BARRA
PRINCIPAL
GENERAL
ELECTRIC
MECANICO MANUAL
TRANSFERENCIA
BARRA
TRANSFEREN
GENERAL
ELECTRIC
MECANICO MANUAL
LINEA GENERAL
ELECTRIC
MECANICO MANUAL
BARRA GENERAL
ELECTRIC
MECANICO MANUAL
CENTRO
URBANO
TRANSFERENCIA GENERAL
ELECTRIC
MECANICO MANUAL
56
LINEA GENERAL
ELECTRIC
MECANICO MANUAL
BARRA GENERAL
ELECTRIC
MECANICO MANUAL
SAN FACON
TRANSFERENCIA GENERAL
ELECTRIC
MECANICO MANUAL
LINEA GENERAL
ELECTRIC
MECANICO MANUAL
BARRA GENERAL
ELECTRIC
MECANICO MANUAL
RESERVA
TRANSFERENCIA GENERAL
ELECTRIC
MECANICO MANUAL
FUENTE: Datos proporcionados por CODENSA S.A
2.2.7.1 Descripción
Los seccionadores de 57.5 kV en la subestación Salitre son de maniobra
local, manual. Se accionan mediante una palanca previo el cumplimiento
de los enclavamientos mecánicos o electromagnéticos existentes. Los
enclavamientos mecánicos consisten en mecanismos que mediante la
colocación de un seguro o un candado, impiden la operación de un
seccionador. Los enclavamientos electromagnéticos son dispositivos que
permiten mediante un pulsador ubicado en la caja de conexiones de los
seccionadores, sobre la estructura en el patio, energizar la bobina de
desbloqueo del seccionador.
57
2.2.8 Cuchillas de puesta a tierra para 115 kV
Tabla 2.6 Principales características de las cuchillas de puesta a tierra de 115 kV
presentes en la subestación
CAMPO MARCA ENCLAVAMIENTO MANDO
LINEA COLEGIO SCARPA MECANICO MANUAL
LINEA FONTIBON SCARPA MECANICO MANUAL
LINEA EL SOL SCARPA MECANICO MANUAL
LINEA MORATO SCARPA MECANICO MANUAL
LINEA LA PAZ SCARPA MECANICO MANUAL
LINEA CALLE 67 MINEL MECANICO MANUAL
FUENTE: Datos obtenidos del manual de operación de la subestación
2.2.8.1 Descripción
Son cuchillas de maniobra local asociadas con los seccionadores de línea,
que se accionan mecánicamente, mediante una palanca, previo
cumplimiento de los enclavamientos existentes.
Las cuchillas de puesta a tierra permiten el aterrizaje de una línea para
realizar trabajos de mantenimiento sobre ella.
58
2.2.9 Bancos de transformadores 115/57.5 kV
Figura 2.7 Banco de transformadores de 115/57.5 kV
Existen tres bancos de transformadores monofásicos con un
transformador de contratensión para cada banco, el cual mantiene
constante el nivel de tension para el barraje de 57.5k V Tipo aceite – aire y
aire forzado con tres devanados en conexión Yy0D5.
Con el arrollamiento terciario conectado en triángulo se evitan
inconvenientes como son los motivados por las cargas entre fase y neutro,
por que la fem total producirá una corriente que se opone a la causa
originaria (aumento y disminución de flujo). Así como los motivados por las
terceras armónicas en las tensiones simples secundarias
Es un transformador mas caro por la existencia del tercer devanado, pero
permite puestas a tierra en cualquier lado, admite desequilibrios y el tercer
devanado puede tener otras aplicaciones en el sistema.
59
Figura 2.8 Transformador de contra tensión
60
2.2.9.1 Características de los bancos de transformadores 115/57.5
kV
Tabla 2.7 Principales características de los transformadores de 115 /57.5 kV
DENOMINACION
TRANSFORMADOR
CAPACIDAD
( MVA )
TENSION
( KV )
MARCA AÑO
BANCO S1 3 X 15 - 20 11 5/ 57.5 /
7.46
ENGLISH
ELECTRIC
1962
BANCO S2 3 X 15 - 20 11 5/ 57.5 /
7.46
ENGLISH
ELECTRIC
1962
BANCO S3 3 X 15 - 20 11 5/ 57.5 /
7.46
ENGLISH
ELECTRIC
1962
Fuente: Datos tomados del manual de operación de la subestación
2.2.9.2 Características de los transformadores de contratensión
Tabla 2.8 Principales características de los transformadores de contratensión
DENOMINACION
TRANSFORMADOR
CAPACIDAD
( MVA )
TENSION
( KV )
MARCA AÑO
CONTRATENSION 1 3.15 - 4.2 8.05 - 4.648 ENGLISH
ELECTRIC
1963
CONTRATENSION 2 3.15 - 4.2 8.05 - 4.648 ENGLISH
ELECTRIC
1963
CONTRATENSION 3 3.15 - 4.2 8.05 - 4.648 ENGLISH
ELECTRIC
1963
Fuente: Datos tomados del manual de operación de la subestación
61
2.2.9.3 Descripción
Los bancos de transformadores instalados en la subestación Salitre son de
tipo aislamiento en aceite dieléctrico con refrigeración por ventilación
independiente (OA/FA). Tienen los siguientes componentes.
2.2.9.4 Equipo de conservación de aceite
También llamado recipiente de expansión, es un recipiente horizontal,
montado sobre el tanque o cuba de cada transformador y unido a este por
una tubería en la cual se coloca un relé Buchholz con dos contactos y
válvulas de aislamiento. El conservador de aceite está provisto de dos
compartimentos, uno de los cuales alimenta la cuba del transformador y el
otro contiene el aceite de reserva para la cámara de ruptura del
conmutador de tomas.
Las funciones del conservador de aceite son:
• Mantener constante el nivel de aceite en la cuba del transformador
• Impedir el envejecimiento del aceite
• Impedir la absorción de humedad
2.2.9.5 Desecadores de aire
El desecador de aire está destinado a extraer la humedad de aire aspirado
por el transformador en período de contracción (poca demanda,
enfriamiento del aceite). Presenta además la ventaja de oponerse a la
respiración durante las pequeñas variaciones de la carga del
transformador.
62
El aparato está constituido por un recipiente de vidrio, fijado en el
transformador que contiene el depósito de material deshidratante
(silicagel) y el sifón para el aceite.
El color azul de la silicagel, significa estado seco y se torna rosado cuando
adquiere humedad, en este estado se debe proceder a su cambio.
2.2.9.6 Relé Buchholz
El relé Buchholz es un dispositivo de protección sensible a los fenómenos
que se producen cuando se inicia un defecto en el interior de un
transformador, por el desprendimiento de gas o de vapor debidos a la
descomposición de los aislantes orgánicos (sólidos o líquidos), por efecto de
arco o de puntos calientes.
El relé viene provisto de válvulas de entrada y salida que permiten
montarlo en serie en la tubería que une el transformador con el depósito
conservador de aceite. Viene provisto con una flecha indicadora de la
dirección del flujo de gases que va de la cuba del transformador al tanque
conservador.
El relé lleva dos flotadores, uno de alarmas y el otro de desconexión y un
receptáculo de captación de gases contenidos en el aceite. Una pequeña
mirilla situada en el receptáculo permite examinar el gas y juzgar la
naturaleza del defecto por el color y cantidad de este.
La posición del flotador de alarma, depende del nivel del aceite en el
receptáculo (presión de los gases que tiene el aceite). La posición del
flotador de desconexión depende de la velocidad del caudal de aceite y del
gas que circula desde el transformador hasta el conservador.
63
El color de los gases da una buena indicación sobre el lugar donde se ha
producido el defecto, por ejemplo:
• Gases blancos proceden de la destrucción del papel.
• Gases amarillos proceden del deterioro de piezas de madera.
• Gases negros o grises proceden de la descomposición del aceite.
2.2.9.7 Grupo moto - ventilador
Los grupos moto ventiladores están montados sobre los tubos de los
radiadores, para poder obtener la renovación del aire al contacto con estos
tubos.
Tabla 2.9 Motoventiladores de los transformadores de 115/57.5 kV
DENOMINACION MARCA TENSION VOLTAJE
S1 ENGLISH ELECTRIC 115/57.57.5 kV 208 V
S2 ENGLISH ELECTRIC 115/57.57.5 kV 208 V
S3 ENGLISH ELECTRIC 115/57.57.5 kV 208 V
FUENTE: Datos obtenidos de la empresa CODENSA S.A
2.2.9.8 Pasatapas o bujes de conexión
Los bujes o pasatapas son dispositivos que permiten entrar con los
conductores de alta tensión hasta los arrollamientos. Estos pasatapas son
del tipo condensador. El tubo metálico central esta cubierto de papel
baquelizado, con interposición de armaduras y condensadores que
contribuyen al campo electrostático.
64
2.2.9.9 Válvula de sobrepresión
La válvula de sobrepresión se utiliza para liberar las sobrepresiones
internas del transformador debidas al calentamiento exagerado por la
formación de un arco en su interior, antes de que el tanque se deforme.
El sistema consiste esencialmente en un indicador de nivel de un flotador
sumergido en una pequeña cantidad de aceite mantenida en el extremo
pico de la chimenea. Cuando el diafragma de vidrio se rompe, cierra un
contacto que dispara el relé Bouchholz y pone fuera de servicio el
transformador.
2.2.9.10 Indicadores de nivel de aceite
Este dispositivo esta montado sobre una de las paredes laterales del
conservador de aceite.
Esta provisto de un disco graduado vertical, cuya aguja indica las
fluctuaciones del aceite. Las características de estos niveles en los
transformadores de la subestación Salitre son los siguientes
Tabla 2.10 Indicadores de nivel de aceite
DENOMINACION MARCA INDICACION NIVEL ESCALA
S1 ENGLISH ELECTRIC 5 0 - 10
S2 ENGLISH ELECTRIC 5 0 - 10
S3 ENGLISH ELECTRIC 5 0 - 10
FUENTE: Datos obtenidos del manual de operación de la subestación
2.2.9.10.1 Imagen térmica
Es un dispositivo que permite seguir en todo instante, desde el exterior del
transformador, la evolución de la temperatura del arrollamiento al que se
65
ha conectado. Las características de los termómetros de los trafos de la
subestación Salitre son las siguientes:
Tabla 2.11 Termómetros de los transformadores de 115/57.5 kV
DENOMINACION MARCA CONTACTOS
S1 ENGLISH ELECTRIC 2
S2 ENGLISH ELECTRIC 2
S3 ENGLISH ELECTRIC 2
FUENTE: Datos obtenidos del manual de operación de la subestación
2.3 TRANSFORMADORES DE POTENCIA 115/11.4 kV
Figura 2.9 Banco de transformadores de 115/11.4 kV
66
Características
Tabla 2.12 Transformadores de potencia de 115/ 11.4 kV
DENOMINACION
TRANSFORMADOR
CAPACIDAD
(MVA)
TENSION
(KV)
MARCA AÑO
D1 22.5 - 30 115/13.2 –
11.4
OSAKA 1981
D2 22.5 - 30 115/13.2 –
11.4
ABB 1984
D3 22.5 - 30 115/13.2 –
11.4
OSAKA 1981
FUENTE: Datos obtenidos de la empresa CODENSA S.A
2.3.1 Descripción
Los transformadores de potencia instalados en la subestación Salitre son
de tipo de aislamiento en aceite dieléctrico, por refrigeración por
ventilación independiente (OA/FA). Tienen los siguientes componentes.
2.3.1.1 Equipo de conservación del aceite
Igual funcionamiento que en los transformadores de 115/57.5 kV,
remítase al numeral 2.2.9.4
2.3.1.2 Desecadores de aire
Igual funcionamiento que en los transformadores de 115/57.5 kV,
remítase al numeral 2.2.9.5
67
2.3.1.3 Relé Buchholz
Igual funcionamiento que en los transformadores de 115/57.5 kV,
remítase al numeral 2.2.9.6
2.3.1.4 Grupo moto - ventilador
Igual funcionamiento que en los transformadores de 115/57.5 kV,
remítase al numeral 2.2.9.7
Tabla 2.13 Motoventiladores de los transformadores de 115/11.4 kV
DENOMINACION MARCA TENSION VOLTAJE
D1 OSAKA 115/11.4 kV 208 V
D2 ABB 115/11.4 kV 208 V
D3 OSAKA 115/11.4 kV 208 V
FUENTE: Levantamiento en terreno
2.3.1.5 Pasatapas o bujes de conexión
Igual funcionamiento que en los transformadores de 115/57.5 kV,
remítase al numeral 2.2.9.8
2.3.1.6 Válvula de sobrepresión
Igual funcionamiento que en los transformadores de 115/57.5 kV,
remítase al numeral 2.2.9.9
2.3.1.7 Indicadores de nivel de aceite
Igual funcionamiento que en los transformadores de 115/57.5 kV,
remítase al numeral 2.2.9.10
68
Tabla 2.14 Indicadores de nivel de aceite de los transformadores de 115/11.4 kV
DENOMINACION MARCA INDICACION NIVEL ESCALA
D1 OSAKA 5 0 - 10
D2 ABB 5 0 - 10
D3 OSAKA 5 0 - 10
FUENTE: Proporcionado por CODENSA S.A
2.3.1.8 Imagen térmica
Igual funcionamiento que en los transformadores de 115/57.5 kV,
remítase al numeral 2.2.9.10.1
Tabla 2.15 Termómetros de los transformadores de 115/11.4 kV
DENOMINACION MARCA CONTACTOS
D1 OSAKA 2
D2 ABB 2
D3 OSAKA 2
FUENTE: Manual proporcionado por CODENSA S.A
2.4 REGULADORES DE TENSIÓN
Para mantener constante la tensión en el lado de baja tensión es necesario
variar el número de espiras activas en el arrollamiento con respecto al
otro, operación que debe realizarse sin interrumpir el servicio. Esto se
realiza mediante cambiadores de tomas en las bobinas dentro de los
transformadores (normalmente en el lado de alta).
69
2.5 TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y PROTECCIÓN
Figura 2.10 Transformadores de potencial
Los transformadores de medida y protección tienen como función reducir
las magnitudes eléctricas (intensidad, tensión) a valores no peligrosos que
permitan conocer el comportamiento del sistema. En 115 kV se
encuentran los siguientes transformadores utilizados para medida y
protección.
Tabla 2.16 Transformadores de medida y protección presentes en la subestación
TIPO UBICACION MARCA CANT CLASE NUCLEOS RELACION
POTENCIAL
INDUCTIVO
BARRAJE 115 kV SCARPA &
MAGNANO
3 5P20 2 115/1.73
CORRIENTE LINEA COLEGIO SCARPA &
MAGNANO
3 0.3 , 0.6
10H100
2 1200/5
600/5
CORRIENTE LINEA FONTIBON SCARPA &
MAGNANO
3 0.3 , 0.6
10H100
2 1200/5
600/5
70
CORRIENTE LINEA EL SOL SCARPA &
MAGNANO
3 0.3 , 0.6
10H100
2 1200/5
600/5
CORRIENTE LINEA MORATO SCARPA &
MAGNANO
3 0.3 , 0.6
10H100
2 1200/5
600/5
CORRIENTE LINEA LA PAZ SCARPA &
MAGNANO
3 0.3 , 0.6
10H100
2 1200/5
600/5
CORRIENTE LINEA CALLE 67 SCARPA &
MAGNANO
3 0.3 , 0.6
10H100
4 1200/5
600/5 1200/5
600/5
CORRIENTE BANCO S1 SCARPA &
MAGNANO
3 0.3 , 0.6
10H100
2 1200/5
600/5
CORRIENTE BANCO S2 SCARPA &
MAGNANO
3 0.3 , 0.6
10H100
2 1200/5
600/5
CORRIENTE BANCO S3 SCARPA &
MAGNANO
3 0.3 , 0.6
10H100
2 1200/5
600/5
CORRIENTE TRAFOS D1, D2,
D3
ASEA 9 0.2
5P20
3 100/5, 200/5
400/5
POTENCIAL
INDUCTIVO
BARRAJE 57.5 kV G.E 3 0.3
5P20
1 57.5/1.73 kV
115/1.73
POTENCIAL
INDUCTIVO
Barraje 57.5 kV G.E 3
5P20
1 57.5/1.73 kV
115/1.73
2.6 DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN
Los descargadores de sobretensión son dispositivos de protección de los
equipos de potencia contra sobretensiones.
Tabla 2.17 Descargadores de sobretensión
CAMPO CANTIDAD MARCA ATERRIZAJE TIPO CONTADOR
LINEA
COLEGIO
3 G.E. SOLIDO Oxido de
zinc
SÍ
LINEA
FONTIBON
3 G.E. SOLIDO Oxido de
zinc
SÍ
LINEA EL
SOL
3 A MEIDENSHA SOLIDO Oxido de
zinc
NO
71
B WESTING
HOUSE
SOLIDO Oxido de
zinc
SI
C ABB SOLIDO Oxido de
zinc
SI
LINEA
MORATO
3 G.E. SOLIDO Oxido de
zinc
SI
LINEA LA
PAZ
3 ASEA SOLIDO Oxido de
zinc
SI
LINEA
CALLE 67
3 SORESTER SOLIDO Oxido de
zinc
SI
FUENTE: Levantamiento en terreno y manuales de equipos
2.7 TRAMPAS DE ONDA
Figura 2.11 Trampa de onda
72
Las líneas de transmisión de alto voltaje pueden ser utilizadas para
comunicaciones, por señales de onda portadora, capturadas en la línea de
alta tensión. La señal de onda portadora debe ser eficientemente acoplada
a un transmisor o receptor de la línea. Este método de acople
generalmente utiliza una unidad llamada transformador capacitivo de
tensión.
La trampa de onda básicamente esta formada por un circuito LC en
paralelo, el cual se diseña para determinados valores de frecuencia.
La frecuencia normal de la línea de transmisión es de 60Hz. La trampa de
onda se diseña de tal manera que las frecuencias bajas de trabajo (60Hz)
las deja pasar, en tanto que las frecuencias altas las captura. Las
frecuencias altas son utilizadas para realizar las comunicaciones entre
subestaciones a través de las líneas de transmisión.
El acople capacitivo también puede estar alimentado a través de un trafo
de tensión para dar entrada a relés de protección y/o equipos de medición.
En la subestación Salitre existen trampas de onda en las líneas de 115 kV:
Colegio, Fontibon, El Sol, Morato y Calle 67, en la línea de 57.5 kV Centro
Urbano y en la que se encuentra como reserva.
73
2.8 BARRAJES
Figura 2.12 Barraje de 115 kV
La subestación es de configuración Barraje Principal con Barraje de
Transferencia tanto en 115 kV como en 57.5 kV.
En este esquema, se dispone básicamente de un barraje sencillo al cual se
le ha agregado la posibilidad de transferir, en servicio un circuito del
barraje principal a un barraje adicional llamado de transferencia, ya que
los circuitos de protección y control se transfieren del interruptor propio
del circuito a un interruptor que sirve de acople entre los juegos de barras.
Este esquema requiere, como medida de seguridad, de un sistema de
interruptor de acoplamiento de barras y del seccionador de transferencia
de los circuitos existentes.
74
CAPITULO 3
REDISEÑO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA
Figura 3.1 Esquema de malla de puesta a tierra
Se define puesta a tierra como el elemento encargado de retornar o
dispensar las corrientes que circulan en caso de fallas o desbalances.
Físicamente son un conjunto de elementos tales como varillas,
conductores, placas etc., que están en continuo contacto con la tierra
donde se va a diseñar el sistema de puesta a tierra. La función de un
sistema de puesta a tierra de una instalación eléctrica es la de forzar la
derivación al suelo, de las intensidades de corriente de cualquier
naturaleza que se puedan originar, ya se trate de corrientes de defecto,
75
baja frecuencia industrial, o debidas a descargas atmosféricas, tipo
impulso.
Sin duda alguna uno de los elementos básicos en el desarrollo de un
sistema de puesta a tierra lo constituye el valor de la resistividad del suelo
donde se va a desarrollar el proyecto, una vez obtenido este valor se lleva
cabo la construcción del sistema de puesta a tierra y posteriormente su
verificación para de esta forma corroborar con los parámetros de eficiencia
de cualquier sistema de puesta a tierra (norma IEEE- 80).
La razón para medir la resistividad del terreno cuando se selecciona la
localización de una subestación o central, es la de encontrar un lugar
donde dicha resistividad, sea lo mas baja posible. La medición de la
resistividad del suelo podrá darnos la información necesaria para diseñar y
construir la malla de puesta a tierra que reúna los requerimientos del
sistema a proteger.
Hay varios factores que afectan la resistividad del suelo, la composición es
uno de ellos. El suelo es raramente homogéneo y la resistividad de este
variará según la geografía y las diferentes profundidades.
El segundo factor que afecta la resistividad del suelo es la mezcla de agua
con la tierra.
76
3.1 RESISTIVIDAD DEL TERRENO DE LA SUBESTACIÓN SALITRE
Figura 3.2 Procedimiento de la toma de medidas equipo GEO-X
El equipo utilizado para medir la resistividad del terreno de la subestación
Salitre es un megger marca UNILAP GEO X, con un rango de 300kΩ, 2%;
resolución 1 mΩ, voltaje de medida 20 a 48 V, y frecuencia de 55 a 128Hz,
con una corriente máxima de prueba de 250 mA.
Los electrodos de tierra consisten básicamente en tres componentes, el
conductor, el conector y el electrodo propiamente dicho, la resistencia de
los electrodos tiene tres componentes; La resistencia del electrodo y el
conector, la resistencia de contacto de la tierra con el electrodo y la
resistencia del cuerpo de la tierra que rodea el electrodo.
La resistencia del electrodo de tierra es generalmente muy baja y hecha de
un excelente conductor de material de cobre.
77
El método de medida que se empleará, es el desarrollado por F, WENNER
ó método de los cuatro electrodos; dos electrodos de corriente y dos
electrodos de potencial, colocados en la tierra con igual distancia de
separación “a” sobre una línea recta y a una profundidad “b”.
El voltaje medido entre los electrodos de potencial se divide por la corriente
medida entre los electrodos de corriente para dar un valor de resistencia
mutua “R”. Los instrumentos comúnmente usados hacen
automáticamente esta división y proveen una lectura en ohms.
Luego se calcula la resistividad según la siguiente expresión.
2222 44
2
4
21
4
ba
a
ba
aaR
+−
++
∏=ρ
donde:
ρ = resistividad del terreno (ohm- m).
R = resistencia medida en ohms .
a = separación entre electrodos (m).
b = Profundidad de enterramiento de los electrodos (m).
Esta fórmula ha supuesto previamente que la resistividad del terreno es
uniforme, sin embargo, la resistividad aparente medida por el método de
Wenner varia según la separación entre electrodos y a su vez varia con la
profundidad.
Como la malla de tierra cuenta con conductores y varillas cuya
profundidad de enterramiento varia, se harán mediciones con diferentes
espaciamientos entre electrodos.
78
De las mediciones hechas en campo se obtendrán tantos valores de
resistividad como medidas hallan sido realizadas.
Se procede así:
Se consignan los valores de resistividad medidos para una determinada
profundidad.
Para el grupo de valores se calculan el valor promedio X.
El valor de resistividad que se adopte, será aquel que corresponda a la
profundidad de enterramiento de la malla y sus varillas (que normalmente
no supera los dos metros).
Para la medición de resistividad de suelos se debe tener en cuenta:
• No se deben tomar medidas cuando el suelo esté húmedo por causa de
las lluvias, o en partes que normalmente no son húmedas y en el
momento de la medición lo estén.
• Las mediciones de resistividad de suelos deben hacerse en tiempo seco,
con lo cual se puede tratar de determinar las condiciones más
desfavorables. Si no es posible realizar la medición en época seca se
deberá aplicar un coeficiente de seguridad que no aumente en gran
proporción los resultados obtenidos, pero con el cual se dé seguridad
en los cálculos del sistema de puesta a tierra a implementar.
• No se deben efectuar mediciones de resistividad de suelo en condiciones
adversas y épocas que se sabe ocurrirán tormentas o lluvias intensas.
En el caso de que se presente una tormenta eléctrica detenga
inmediatamente las mediciones y asegúrese de proteger al personal de
79
terreno y seguidamente el equipo de medición, incluso puede dejar los
electrodos y los cables enterrados mientras dure la tormenta.
• Todos los electrodos de medición deben ser de cobre, sin ningún tipo de
aleación ni recubiertos de algún material fuera del cobre, esto con el fin
de evitar efectos galvánicos entre los electrodos y el suelo.
• Todos los electrodos deben estar libres de corrosión y de óxido, limpios
de cualquier impureza o residuos de mediciones hechas anteriormente
para que tengan un perfecto contacto con el suelo.
• La forma de evidenciar las posibles causas perturbadoras y también
que existen variaciones sensibles en la homogeneidad del suelo que se
analiza, es realizar mediciones en diversos lugares cerca del sitio en
donde se construirá el sistema de puesta a tierra y con mínimo tres
separaciones entre los electrodos de medición.
• Para un mismo punto de investigación es preciso efectuar dos medidas
como mínimo, formando dos ejes perpendiculares entre sí que pasen
por el punto de investigación; también se recomienda medir en otro
lugar próximo situado en la misma zona.
• Nunca se debe dejar que personas extrañas se aproximen al lugar
donde se realice la medición.
Tabla 3.1 Mediciones de resistividad realizadas en la subestación Salitre
RESISTENCIA R (Ù) RESISTIVIDAD (Ù-m)DIRECCIÓN
a=0.5 a= 1m a= 2mS E 53.3 24.11 8.41 167.4 151.4 105.6
N E 52.6 28 9.2 165.2 175.9 115.6
N 53.4 26 7.8 167.7 163.3 98
E 52 24.8 8.6 163.3 155.8 108.1
80
Las mediciones se realizaron a una profundidad aproximada de 0.08m(la
longitud de los electrodos es de 20 cm aprox), y con las siguientes
condiciones ambientales:
• Tiempo: seco
• Terreno: húmedo, superficie no erosionada.
• Temperatura (aprox) 17°C
• Instrumento Unilap Geo X de Lem Instruments.
Los datos se promediaron y se obtuvo el valor de 144.81 Ω-m, para el
terreno donde esta ubicada la subestación Salitre.
3.2 MALLA DE PUESTA A TIERRA
Existe un gran número de buenas razones para la colocación de la puesta
a tierra de los sistemas eléctricos, pero la más importante es la de la
seguridad personal.
Las siguientes agencias y organizaciones a nivel internacional tienen toda
una serie de recomendaciones y estándares acerca de este tema:
The National Electrical Code (NEC), Underwrites Laboratories (UL),
National Fires Protection association (NFPA), American National Standards
Institute (ANSI), Mine Safety Health Administration (MSHA), Occupational
Safety Health Administration (OSHA), Telecomunications Industry
Standard (TIA); y no menos importante está el Instituto Colombiano de
Normas Técnicas Certificación ICONTEC.
81
Un buen aterrizaje de los equipos no solamente protege al personal, sino
que provee protección a plantas (generadoras, eléctricas, etc.) y equipos
contra daños causados por descargas atmosféricas y corrientes de falla.
3.2.1 Corriente a disipar por la malla
Se considera como la máxima corriente de falla que fluye por la malla de
los barrajes principales de la subestación en su máxima condición de
operación.
A continuación se relacionan los valores calculados de corriente de falla
por CODENSA S.A, para la subestación Salitre :
• Para la barra de 115 kV es de 21.7 kA, en la falla trifásica.
• Para la barra de 115 kV es de 21.4 kA, en falla monofásica.
• Para la barra de 57.5 kV es de 14.5 kA para falla trifásica.
Se toma la corriente más alta que se debe disipar: 21.4 kA
La empresa CODENSA S.A cuenta en la actualidad con un programa de
computo empleado por los ingenieros de protecciones, por medio del cual
se analiza el sistema de 115 kV. Dicho programa toma los aportes de cada
una de las subestaciones de este nivel de tensión y de forma automática
calcula el nivel de corriente de cortocircuito para cada uno de los barrajes.
82
El programa es conocido como CAPE1 y se encuentra restringido su
acceso a personas ajenas al departamento de protecciones (el anexo B
muestra el diagrama del sistema de 115 kV y el nivel de corriente de
cortocircuito de cada subestación, de igual forma se muestra el tipo de
reporte de niveles de cortocircuito que se obtiene del programa CAPE).
Generalmente se diseña una puesta a tierra con una proyección a 15 años
y si se tiene en cuenta la degradación que puede afectarla bien sea por
ondas de choque producidas por las fallas, ó por los efectos químicos del
suelo entonces, su rediseño así como su mantenimiento se deben de
programar paralelamente al tiempo de su instalación. Para el caso de la
subestación Salitre la malla de puesta a tierra se diseña en los años
cincuenta (siglo pasado), y su última modificación se realizó en el año de
1963, ante la puesta en marcha del tercer banco de transformación; si
tenemos en cuenta los parámetros antes mencionados en el diseño de una
malla de puesta a tierra, vemos que la subestación Salitre a estado sujeta
a cambios en el sistema de 115 kV (ampliación del sistema, entrada de
nuevas subestaciones y modificaciones en su funcionamiento), esta
situación representa un problema en el momento de coordinar los
sistemas de protección para la subestación, dado que los equipos de
protección recomendados en este trabajo, utilizan tecnología digital y por
lo tanto se necesitará un excelente sistema de puesta a tierra para su
correcto funcionamiento, por esto se analizó la malla existente y se pudo
concluir que es necesario hacer un rediseño de la misma; procedimiento
que se desarrolla en este capítulo.
Dentro del estudio de un sistema de puesta a tierra dice la norma IEEE-80
que la corriente que se debe disipar a través de la malla se debe
multiplicar por dos factores, los cuales se mencionan a continuación
1CAPE: Computing Analyzing Protección Electric, programa interactivo diseñado para reducir el tamaño delmodelo de una red reemplazando el conjunto de barras por una red mas pequeña pero equivalente.
83
3.2.1.1 Factor de decremento
Determina la corriente efectiva durante un intervalo de tiempo después de
la presentación de la falla, se obtiene de la siguiente tabla.
Tabla 3.2 Factor de decremento2
DURACION DE LA FALLA
Segundos Ciclos (60 Hz)
FACTOR DE
DECREMENTO
0.008
0.1
0.25
0.5 ó más
0.5
6
15
30 ó más
1.65
1.25
1.1
1.0
3.2.1.2 Tiempo de duración de la falla
Se considera el tiempo de duración de la falla como el tiempo máximo de
despeje de la falla, es decir desde la iniciación de esta hasta la operación
de la protección de respaldo correspondiente.
Los tiempos actuales de respuesta de relés estáticos aplicados a la
protección de circuitos de 115 kV son aproximadamente de los siguientes
ordenes:
• Protecciones principales de líneas y barrajes de 10 a 20 milisegundos.
• Protección de respaldo de líneas de 100 a 1500 milisegundos.
Se puede asumir un tiempo máximo de duración de la falla igual a 0.5
segundos, los tiempos de apertura de los interruptores que serán aplicados
serán del orden de los 50 milisegundos, ó 3 ciclos.
2Obtenida de la norma IEEE-80
84
Para este tiempo de duración de las fallas, el factor de decremento será 1.0
por lo tanto la corriente de falla será If *(1.0)=21.4 kA
3.2.1.3 Factor de ampliación
Tiene en cuenta la posibilidad de aumento del nivel de falla por
ampliaciones futuras del sistema de transmisión, se determina a juicio del
diseñador.
El incremento del valor de la corriente de falla por la posibilidad de
ampliación del sistema de transmisión se determina aproximadamente por
la observación de los máximos niveles de falla de otras subestaciones de
115 kV.
Para introducir un factor de seguridad en los cálculos de malla a tierra se
asume un valor máximo de falla a tierra para la subestación Salitre en
lugar del valor de falla de 21.4 kA calculado para el año 2000, ampliamos
la I de falla trifásica a 23 kA.
Como dato importante la empresa tiene presupuestado un valor de
cortocircuito para el sistema de 115 kV hasta el año 2006, calculado de
acuerdo con las proyecciones hechas por la empresa en materia de
montajes de nuevas subestaciones; para la subestación Salitre este valor
es de 23 kA.
3.3 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR
Con la siguiente ecuación se determina la aptitud del conductor de cobre y
sus uniones desde el punto de vista de la fusión.
85
STaTaTm
Log
IA
33
1234
+
+−
=
I = corriente de falla que fluye por la malla (A).
A = sección del conductor de cobre ( circular-mils).
S= tiempo durante el cual la corriente es aplicada (s).
Tm = temperatura máxima permisible (ºC )para los conductores y
empalmes.
Ta = temperatura ambiente (ºC).
Las temperaturas máximas permitidas dependen de los empalmes, se
elegirá el valor correspondiente según las siguientes consideraciones:
Para conectores pernados en cobre Tm = 250 ºC.
Para uniones soldadas en cobre Tm = 450ºC.
Para uniones soldadas mediante reacción exotérmica Tm = 1083 ºC.
Con la sección calculada así, en circular mils, se busca una equivalencia
con calibres de cables de 2/0 AWG ó 4/0 AWG de acuerdo con la
respectiva capacidad de corriente.
En todos los casos se deberá verificar los tamaños mínimos de conductor
para evitar la fusión de acuerdo con la tabla 3.3 que se incluye a
continuación; si los calibres calculados no cumplen estos valores se deberá
elegir un calibre superior.
86
Tabla 3.3 Calibres mínimos del conductor de cobre para evitar su fusión3
TIEMPO DURACIÓN
DE FALLA
CABLE
UNICAMENTE
(A)
UNION CON
PERNOS
(A)
UNION CON
SOLDADURA
(A)
30 sec 40 50 65
4 sec 14 20 24
1 sec 7 10 12
0.5 sec 5 6.5 8.5
cmilsA
Log
A
3.148220
)5.0(33
14023440450
23000
=
+
+−
=
Seleccionamos el conductor AWG 3/0 en cobre, con una sección
transversal de 167772 cmils.
29.723000
167772* ==amperiocmil
Lo que según la tabla 3.3, nos garantiza que el conductor no se va a fundir
al paso de la corriente de falla durante un segundo.
3.4 CÁLCULO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA
El diseño de la malla consiste en hallar la cantidad necesaria de conductor
y su adecuada disposición para mantener tensiones de toque y de paso,
dentro de los límites permisibles para el cuerpo humano.
3 tabla obtenida de los apuntes de la materia Centrales y Subestaciones
87
Siguiendo el procedimiento de la norma IEEE-80, se adopta una
disposición de malla reticular repartida en un área rectangular cuya
longitud necesaria de cable se calcula mediante la siguiente ecuación:
stIKiKm
Lcρ
ρ*174.0116
****+
=
en la cual
Π+
Π
=−
......87
65
431
1621
)2(2 terminosn
Lndh
DLnKm (Ec No 68 de la norma IEEE-
80).
Ki = factor de irregularidad de la malla, depende de su configuración.
Ki = 0.65+0.172n para n£ 7 (Ec. No. 69 de la norma IEEE- 80).
Ki = 2.0 para n =7.
Lc = longitud total necesaria del cable (m).
ρ = resistividad del suelo donde esta la malla (Ω-m).
ρs = resistividad del suelo bajo los pies, incluyendo el tratamiento
superficial que se le halla dado (Ω-m.).
I = corriente que debe disipar la malla (A).
T = duración máxima de la falla.
D = ancho de la cuadricula (m).
d = diámetro del conductor (m).
h = profundidad de enterramiento (m).
n = número de conductores paralelos a localizar en una dirección (se
asume normalmente dimensión mayor).
En la medida que crece n, crece el número de retículas, la malla se
aproxima cada vez más a una placa, lo que significa un sobre-
dimensionamiento.
88
El valor calculado por la fórmula anterior, se compara con la cantidad total
de cable que se enterraría en la misma área con la separación asumida “D”
entre conductores (incluyendo las conexiones longitudinales y
transversales, las uniones a los equipos y la longitud equivalente de
varillas de tierra).
El valor preliminar calculado, deberá ser ajustado de tal manera que la
longitud total de cable que realmente se enterrará para esta separación sea
por lo menos igual al valor calculado, a fin de tener una diferencia de
potencial local dentro de límites aceptables. Para este efecto se asume un
valor de “D” menor si el valor calculado es mayor y un “D” mayor en caso
contrario hasta llegar a un equilibrio.
ρ = 144.81 (Ω-m).
ρs = 3000 (Ω-m) (grava).
I = 23 kA
T = 0.5 (s).
D = 10 (m).
d = 0.0104 (m).
h = 1.0 (m).
n = 8 (se asume normalmente dimensión mayor).
74142.0
1413
1211
109
87
65
431
)1)(0104.0(1610
21 2
=
Π+
Π
=
Km
LnLnKm
mLc
Lc
75.54733000*174.0116
5.0*23000*81.144*2*74142.0
=+
=
89
3.5 VERIFICACIONES DE LOS VALORES OBTENIDOS
Con la disposición de equilibrio de longitudes de cable encontrada, se
calculan las tensiones de la red de tierra, de paso y de toque y además se
comprueba la resistencia de dispersión de la malla.
Estos valores se obtienen con las siguientes expresiones:
Tensión de toque.
LI
KiKmEt *** ρ=
(Ec. No. 70 de la norma IEEE- 80)
VEt
Et
26.90275.5473
23000*81.144*2*74142.0
=
=
Tensión de paso.
L
IKiKsEp *** ρ=
(Ec. No. 73 de la norma IEEE- 80)
238793.0
701
601
501
401
301
201
111
211
=
+++++++=
Ks
Ksπ
VEp
Ep
29675.5473
23000*81.144*2*23879.0
=
=
Resistencia de dispersión.
Ω+=Lr
Rρρ
4
90
En donde: Km, Ki, ρ, I, L, ya fueron definidos.
−
++++++
+=DnDDDhDh
Ks)1(
1.....
41
31
211
211
π(Ec. No. 74 de la norma
IEEE- 80)
r = radio del círculo cuya área equivale al área cubierta por la malla (m).
πAreamalla
r =
Los valores anteriores calculados, se comparan con los valores tolerables,
que en el caso de la tensión pueden ser obtenidas mediante las siguientes
formulas según la norma IEEE- 80:
Tensión de toque tolerable por el cuerpo humano:
t
sEt
ρ17.0116 += (V)
tensión de paso tolerable para el cuerpo humano:
t
sEp
ρ7.0116 += (V)
Donde ρs es la resistividad superficial del suelo ( 3000 Ω-m cuando se
aplica una capa de grava sobre la superficie terminada de la subestación)
t = duración máxima de la falla (seg.)
Los valores calculados para la malla deben ser menores que los tolerables,
en el caso de las tensiones de toque, por lo general se cumplirá que al
menos sean iguales puesto que fue a partir de esta condición que se
obtuvo la formula para el cálculo posterior de Lc.
Si la tensión de paso calculada llegara a ser mayor que la tensión de paso
tolerable, la situación se podrá controlar mediante cables adicionales que
91
disminuyan el gradiente de potencial especialmente hacia los extremos de
la malla.
Tensión de toque tolerable por el cuerpo humano:
VEt
Et
26.9025.0
3000*17.0116
=
+=
Tensión de paso tolerable por el cuerpo humano:
VEp
Ep
89.31335.0
3000*7.0116
=
+=
Resistencia
En cuanto a la resistencia, esta puede ser evaluada por la fórmula simple
de Laurent y Niemann 4.
El valor de resistencia ya calculada debe ser menor o igual a los siguientes
valores mínimos de acuerdo al nivel máximo de tensión de servicio.
Para V =115 kV debe ser R £ 1Ω, como es el caso de la subestación
salitre; actualmente el valor de la resistencia de la malla de puesta a tierra
es de 1.2 Ω, dato obtenido de CODENSA (medición realizada hace mas de
dos años ).
mr
r
37.33
50*70
=Π
=
4 fórmula obtenida de los apuntes de la materia Centrales y Subestaciones Universidad de la Salle
92
Ω=
+=
11.175.5473
81.14437.33*4
81.144
R
R
De esta forma se comprueba que el diseño de la malla de puesta a tierra
con una separación de 10 m (entre conductores), cumple con las
disposiciones establecidas por la norma IEEE-80.
3.6 CONSIDERACIONES ESPECIALES
3.6.1 Varillas de puesta a tierra
Además de los conductores horizontales propios de la malla de tierra, la
corriente también se dispersa a la tierra por intermedio de las varillas de
puesta a tierra. Es razonable agregar la suma de las longitudes de las
varillas a la longitud de los conductores que conforman la malla, en el
proceso de cálculo de la malla.
Es recomendable la colocación de las varillas hacia la zona periférica de la
malla de tierra (para reducir los gradientes de potencial) y cerca de la
posición de los neutros de transformadores, pararrayos e interruptores
para permitir que las corrientes pasen a tierra lo mas directamente
posible.
3.6.2 Mallas de cerramiento
Las mallas perimetrales de cerramiento de la subestación serán
conectadas a la malla de tierra si están localizadas muy cercanas a ella y
por lo tanto las alcanza el campo magnético en caso de falla.
93
En este caso se colocará un conductor igual al de la malla a una distancia
de un metro por fuera del cerramiento, conectándose a este y a la malla de
tierra a intervalos regulares.
En las mallas de cerramiento localizadas fuera de la influencia de la malla
de tierra, se colocará un conductor enterrado debajo o a un lado del
cerramiento y a lo largo de toda su longitud, unido a él en varios puntos
sin conectarlo a la malla de tierra principal de la subestación.
3.6.3 Justificaciones.
Observando la malla de puesta a tierra con que cuenta la subestación
Salitre5, vemos que si bien su diseño cumple con los procedimientos
especificados por la norma IEEE-80 por el tiempo que lleva en
funcionamiento ha estado sujeta a cambios de la subestación, como es el
hecho de la instalación del tercer banco de transformación antes
mencionado, el cambio de algunos equipos de protección y medida debido
a daños ocasionados por el tiempo de su instalación, mantenimiento
deficiente, etc.
Sumando todos estos aspectos y partiendo del hecho de los cambios en
equipos que se van a sugerir en este proyecto de investigación, los cuales
están basados en tecnología digital, fue necesario hacer un rediseño en la
estructura de la malla de puesta a tierra, con el propósito de asegurar la
protección integral de estos equipos6.
Los equipos que se consideraron como opción para mejorar la eficiencia de
la subestación Salitre (tecnología SEL), cuentan con una mayor velocidad
de operación en la detección de fallas en el sistema, poseen una memoria
5 la configuración de la malla se encuentra en el anexo C6 Diagrama del rediseño de la malla de puesta a tierra de la subestación Salitre se observa en el anexo D
94
capaz de almacenar las fallas detectadas durante un tiempo establecido en
la programación del equipo, opción de ser programados a control remoto, y
por último se tiene la opción de obtener un reporte de las fallas,
analizando como afecta al sistema y el tiempo de su despeje.
CAPITULO 4
PROTECCIONES EXISTENTES EN LA SUBESTACIÓN
SALITRE
Y ANÁLISIS DE NUEVAS TECNOLOGÍAS
EQUIPOS SEL
4.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN
El esquema de protecciones para las líneas de 115 kV, Colegio, Fontibon,
El sol, Morato, La paz y Calle 67 utiliza como protección principal, relés de
distancia, zona 1 y zona 2, tipo 21-1 y 21-2 y relé direccional de
sobrecorriente a tierra tipo 67N.
Como protección de respaldo tiene relés de sobrecorriente de fase tipo 67
A, B y C y relé de sobrecorriente a tierra tipo 67NB. Así mismo tiene
protección por onda portadora a través de un relé 85.
Adicionalmente para fallas en el barraje de 115 kV existen relés 87B y 86B
96
Como protección contra maniobras incorrectas, existe enclavamiento
eléctrico entre los seccionadores del lado línea y de lado barra del
interruptor, el cual produce la apertura del interruptor cuando se intentan
abrir los seccionadores estando el interruptor cerrado. También existe
enclavamiento mecánico entre el seccionador de línea y la cuchilla de
puesta a tierra que no permite abrir o cerrar el seccionador de línea, sí la
cuchilla de puesta a tierra no esta en posición contraria.
En los módulos de transformación de 115/11.4 kV, los transformadores
D1, D2, D3 tienen como protección principal relés de diferencial del
transformador (87T), y como protección de respaldo relés de sobrecorriente
instantánea y temporizada 50/51. Así mismo tienen protecciones
mecánicas de Buchholz (96), temperatura (26) nivel de aceite (33) y presión
(63).
Los relés 87T y las protecciones mecánicas activan el relé 86T que produce
el disparo y bloqueo en el interruptor de 115 kV y en el interruptor de
entrada al barraje de 11.4 kV. Los relés 50/51 producen solo disparo sin
bloqueo en el interruptor de 115 kV.
El relé diferencial de barras 87B también produce apertura en el
interruptor 115 kV.
En los interruptores de entrada de BT de 11.4 kV existen para protección
relés de sobrecorriente instantáneo y temporizado 50/51, y 50/51N que
producen la apertura de este interruptor.
Los bancos de transformadores de 115/57.5 kV tienen las mismas
protecciones en el lado de 115 kV y 57.5 kV descritas anteriormente.
97
El barraje de 115 kV tiene como protección principal la diferencial de barra
(relé 87) que actúa en el relé de disparo y bloqueo 86B, abriendo todos los
interruptores de 115 kV en líneas y transformadores.
Adicionalmente tiene un relé de bajo voltaje relé (27) que produce la
alarma en el anunciador.
Las líneas de 57.5 kV tienen como protección principal relés direccionales
de sobrecorriente entre fases (relés 67) y de tierra (67N) así como
protección eléctrica y mecánica de enclavamiento de los seccionadores de
línea de barras con el interruptor.
Los circuitos de 11.4 kV, sa-11 a sa-38 tienen como protección principal
relés de sobrecorriente instantánea y temporizada 50/51. Así mismo como
protección de los barrajes de 11.4 kV, a voluntad, de acuerdo con el
selector, disparo por frecuencia o bajo voltaje en cada celda. Estos
circuitos de 11.4 kV no presentan fallas debidas a los equipos de
protección, solo las que se producen por efecto de factores ajenos al
sistema( ramas de árboles en las líneas, trabajos de mantenimiento etc),
por esto no se tienen en cuenta para posibles cambios o mejoras, las
celdas para los circuitos de 11.4 kV son celdas duplex tipo Magrini y
actualmente operan sin ningún inconveniente.
Por último como protección contra sobrevoltaje por impulsos tipo rayo, las
líneas de 115 kV, 57.5 kV y transformadores en el lado de alta y baja
tienen instalados pararrayos de óxido de zinc.
98
A continuación se relaciona el listado de equipos con que cuenta la
subestación Salitre actualmente:
Tabla 4.1 Listado de equipos de protección
No RELE NOMBRE
2 Relé temporizado, relé de distancia zona dos
21-1-2, SLY 81
General Electric
Protección principal de fase 21-1 zona1, y 21-2 zona 2
temporizada de 125 V c.c
25 Relé verificación de sincronismo
26 OT1 Dispositivo indicador de temperatura aceite
26 WT1 Indicador de temperatura devanados
26 WTX Relé auxiliar disparo protecciones mecánicas trafo
27 NG 11A Supervisión bajo voltaje PT´s en barras 115 kV
40 Protección sistema de control línea 115 kV o equipo de
tonos G.E
50BF Protección por bloqueo por falla interruptor G.E
50 PJC11Z Protección principal de fase sobrecorriente instantánea
50N PJC11A Protección principal de sobrecorriente a tierra G.E.
51 Relé sobrecorriente temporizado
52 VCO-2 Dispositivo cierre remoto interruptor 57.5 kV
52V CO Dispositivo cierre local interruptor 57.5 kV
52 TC 52V /TF Dispositivo de disparo interruptor G.E
63 BR Relé Buchholz banco transformadores
63X Relé auxiliar de presión
63LOA Dispositivo bajo nivel transformadores banco.
63PRD Dispositivo válvula de disparo alivio presión
67NB JBCG6311 Protección sobrecorriente direccional tierra respaldo
125 V c.c
67JBC-77M Protección direccional de sobrecorriente respaldo. GE.
67N CTC615K Protección direccional de sobrecorriente a tierra
principal
99
68 Relé bloqueador por oscilación del sistema.
68X GE Relé auxiliar para alarma y bloqueo oscilación de
potencia.
74 74X2CA2 Control supervisor circuito disparo unión barras.
XRI79 Relé para recierre interruptor magrini galileo SF6.
79 GE-NSR21H Control recierre.
81 Relé de frecuencia.
84S Interruptor de rotación leva operada.
86
B2-HEA
Disparo con bloqueo 86B2/86B1.
87/TSI
PVD11A
Diferencial barras 125V c.c
94T Relé auxiliar de disparo de alarmas Westhing-house.
96 Relé Buchholz transformador.
101X Auxiliar RTU posición de interruptor en el sistema
centro de control.
RTU Unidad terminal remota.
XB Relé auxiliar temporizado por anomalías gas SF6.
XC1 Relé auxiliar para bloqueo al cierre.
XA1 Relé auxiliar bloqueo apertura o apertura automática.
Fuente: datos obtenidos del manual de operación de la subestación
4.1.1 Esquema de protección líneas de 115 kV
Las líneas de 115 kV de la subestación tienen como protección primaria de
fases relés de distancia zona 1 y zona 2 (21.1 y 21.2) y de sobrecorriente
direccional de tierra 67N y como protección secundaria relés de
sobrecorriente direccionales 67A, B, C, tierra 67NB y 50N.
En general cualquier dispositivo de protección basándose en relés consta
de los siguientes elementos:
100
El elemento primario es el que detecta las señales procedentes de la falla
(corriente, tensión, etc.) y las convierte en valores aptos para alimentar al
relevador de protección.
Estos elementos primarios están constituidos por los transformadores de
corriente y de tensión.
Elementoprimario
Relés deprotección
Elementoaccionado
Fuente auxiliarde tensión c.c
101
Figura 4.1Esquema típico de protección Líneas 115 kV de CODENSA S.A
102
En las líneas de 115 kV los CT´s están constituidos por 2 núcleos. Un
núcleo envía una señal a los relés de protección de distancia y
sobrecorriente y a los aparatos de medida, y el segundo núcleo alimenta la
señal para el relé diferencial del barraje de 115 kV (87B), Como excepción
la línea calle 67 utiliza cuatro núcleos).
El PT (transformador de potencial ), localizado en el barraje de 115 kV,
posee 2 núcleos en el lado de baja tensión, un núcleo alimenta la señal de
voltaje para los relés de protección de las líneas y el segundo al relé de
alarma de bajo voltaje (27) y el voltaje en él barraje.
De la señal del CT de corriente y del PT de voltaje se alimentan los relés de
protección de la línea. Estos relés están divididos en relés de protección
primaria que son los que disparan en forma instantánea sus respectivas
zonas cuando se detecta una falla en alguno de ellos. En el caso de la
subestación Salitre son los relés de distancia de zona 1 y zona 2.
Los otros relés son los de respaldo que operan en caso de que fallen los
relés primarios y que en este caso son los relés de sobrecorriente –
direccional de fase 67 A, B, C y de tierra 67NB. También existe la
protección de respaldo la cual mediante relés auxiliares por hilo piloto 87L
acelera los disparos de los relés de distancia para la protección de la línea
para falla en el extremo opuesto.
La protección primaria emplea relés de distancia 21 para zona 1 y zona 2.
El principio de operación de estos relés es tal que su tiempo es
proporcional a la distancia en que se produce la falla de tal manera que
para un corto circuito en algún punto de la línea, los relés que están más
103
cercanos a la falla operan primero que aquellos que se encuentran más
alejados. Es decir la impedancia de la línea hasta el punto de la falla.
El alcance del relé es la distancia desde el punto de instalación del relé
hasta el punto de falla y se puede expresar como una distancia o bien
como una impedancia primaria o también como una impedancia
secundaria y generalmente se hace referencia al ajuste del relé, la zona 1
incluye desde el punto de instalación del CT hasta el 85% de la longitud
total de la línea y la zona 2 cubre desde el punto de instalación del relé
hasta el 125% de la longitud total de la línea. Estas son las zonas de
alcance para cada relé de distancia.
La característica de operación de los relés de distancia es MHO polarizado.
Un relé MHO es una medición de distancia la cual es una forma inherente
direccional
Figura 4.2 Zonas de operación relé MHO1
1 Ramírez, Carlos Felipe, Introducción a los Relés de Protección. Ed. Limusa 1998
104
El relevador MHO (ó de admitancia) se obtiene restando la corriente de
salida de transformador de potencial para obtener la corriente total de
restricción. El relé opera cuando se cumpla la condición.
Donde ZF=VF/IF es la impedancia de falla medida en el secundario en O
ohmios (Ω).
La característica del relé es el círculo que pasa a través del origen y cuyo
centro se obtiene de la relación ZR=ZR/σ. Con relación al eje R..0 se
conoce como el ángulo característico o máximo ángulo de par del relé. El
ajuste del relé (generalmente expresado en ohm al secundario) esta dado
por el diámetro 2ZR del círculo por lo que:
Z alcance de relé = Z ajuste del relé X cos (Y-σ)
El relé opera por cualquier impedancia de falla dentro del círculo.
El nombre relé MHO se debe a que su característica es una línea recta,
cuando se dibujan los ejes G y B (conductancia y susceptancia), donde
Y=G-JB, la inversión geométrica de un círculo es una línea recta.
En la zona 1, dentro del 85% de la longitud total de la línea, el relé 21-1
opera instantáneamente sobre la bobina de disparo del interruptor de la
línea donde se encuentra localizado. En la zona 2, dentro del 125% de la
longitud total de la línea, opera sobre un relé temporizado 2; esto es así
ZRZFZR
ZRIF
VFZR
IFZR
VFI
−≥
−≥
−≥
105
porque dentro de su zona de operación incluye un porcentaje más allá de
la longitud de la línea, es decir una zona dentro de la cual esta protegida
por el interruptor de salida por el otro extremo de la línea, una falla más
allá de este interruptor debe ser despejada por sus protecciones. El relé
de la zona 2 ve la falla y mediante el temporizador 2 da un tiempo de
espera a que la protección en el extremo de la línea actúe. Si dentro de
este tiempo no opera, entonces si da la orden para accionar la bobina de
disparo del interruptor en la subestación para despejar la falla.
La protección de respaldo en caso de que no actúen las protecciones de
distancia son los relés de sobrecorriente direccionales 67. Los relés
direccionales operan únicamente cuando las corrientes de falla circulen
solo en la dirección, se debe entender como la relación angular entre
tensión y corriente de fase.
Se considera positiva la dirección de un vector resultante de la
composición de un vector tomado como referencia con otro localizado a 90
grados del primero, y negativa cuando la composición resultante de los
vectores dé un ángulo mayor.
El relé direccional funciona y efectúa la medición comparando el módulo y
fase de dos cantidades; corriente y tensión.
Estos relés tienen una unidad temporizada de corriente y una unidad
instantánea de corriente.
La unidad instantánea de corriente reduce el tiempo de operación del relé
a un mínimo para fallas más cercanas al CT cuando la corriente de falla es
106
muy grande. Esta unidad se calibra con la corriente mínima necesaria
para energizar el relé y con el relé de distancia de la zona 1.
La unidad temporizada varía el tiempo del relé por medio de taps y
magnitudes de corriente, las características de tiempo se grafican en
términos de tiempo contra los taps de corriente para una posición de
tiempo dada. La curva característica de estos relés, es extremadamente
inversa que quiere decir que operan más rápido para valores grandes de
corriente de falla que para valores pequeños de corriente de falla.
Los relés de sobrecorriente a tierra 67N, se conectan en el punto neutro de
los transformadores de corriente por lo que solo son sensitivos a las fallas
a tierra. Dado que estos relés a tierra no son sensitivos a las corrientes
balanceados de línea, no detectan corrientes de carga y por lo tanto se
ajustan para operar a valores mucho más bajos de corriente que los relés
de fase. La curva característica de estos relés es “muy inversa”.
La protección de hilo piloto (87L) significa acción a control remoto de los
interruptores lo que significa que la decisión de abrir o cerrar un circuito
por accionamiento de un interruptor se puede tomar en un lugar distante
del interruptor mismo. El esquema de protección por hilo piloto requiere
canales de comunicación para transportar la información del voltaje y la
corriente del sistema al punto donde se va a tomar la acción de control.
107
4.1.1.1 Descripción de equipos
4.1.1.1.1 Relé direccional de sobrecorriente de tierra WESTING
HOUSE TIPO IRD-8
Es del tipo electromecánico. El relé IRD es el diseñado para corrientes de
polarización y tiene su máximo torque cuando la corriente de operación
adelante la corriente de polarización en 40 grados. La unidad direccional
de corriente polarizada del relé opera con voltajes y corrientes residuales.
Este relé se conecta en el neutro de los transformadores de corriente y de
los transformadores de potencial.
Básicamente consisten en una unidad direccional (D), un suiche auxiliar
(CS-1), una unidad de sobrecorriente temporizada (CO), una unidad de
sobrecorriente instantánea y dos suiches contactores indicadores
(banderas) ICS/I y ICS/T.
La unidad de sobrecorriente temporizada es un electromágneto con una
bobina principal, consistiendo en un devanado con derivación en el
primario y un devanado en el secundario.
Dos bobinas idénticas colocadas en el exterior de la estructura de la
lámina, están conectadas al secundario de la bobina principal de tal
manera que la combinación de todos los flujos, producen por
electromagnetismo flujos de salida en el núcleo de aire. Estos flujos
causan un torque en el contacto de cierre.
La unidad direccional (D) es una unidad cilíndrica de inducción operando
por la interacción entre el flujo del circuito polarizado y el flujo de
operación del circuito.
108
La unidad de sobrecorriente instantáneo (I) es similar en construcción a la
unidad direccional. La relación de tiempo de la fase de los 2 flujos
necesarios para el desarrollo del torque, se consigue por medio de un
capacitor conectado en serie con un par de polos bobinados.
La unidad de transformación de la corriente instantánea es un
transformador de tipo saturación, para limitar la energía de la unidad de
sobrecorriente instantánea a valores altos de corrientes de falla y para
reducir el burden del CT.
La curva característica de tiempo de estos relés es del tipo “tiempo
inverso”.
4.1.1.1.2 Relé de distancia General Electric tipo SLY-81
Son utilizados como relés de distancia de la zona 1 y zona 2. Son de tipo
estático lo que quiere decir que emplean circuitos lógicos para convertir y
dar las señales correspondientes.
La característica MHO en este tipo de relés se obtiene, convirtiendo estas
señales IZ con señales proporcionales al voltaje de la línea del PT y
midiendo el ángulo entre combinaciones apropiadas de estas dos
magnitudes, para obtener la característica deseada.
Las señales de corriente se convierten en señales IZ por medio de
transreactores (XA, XB y XC), los cuales son reactores aislados en aire con
secundarios bobinados.
109
La impedancia (Z) de la cantidad IZ es la impedancia transferida del
transreactor y es igual a Vout/Iin. Los secundarios de los transreactores
tienen resistores de carga a través de ellos. Estos resistores proveen el
ángulo deseado entre Vout e Iin. Este ángulo determina el ángulo de
relación básico del relé.
Un tercer signo consistiendo en IZ únicamente, también es comparado con
“coincidencia lógica (CL)” el cual, saca un pulso rectangular de voltaje
cuando estas señales son coincidentes. El ancho de este pulso de voltaje
es medido en un circuito “temporizador de integración” (IT), el cual provee
una señal de disparo cuando el ancho del pulso excede una preselección.
4.1.1.1.3 Relé de Bloqueo por oscilación de potencia WESTING
HOUSE TIPO KS
El relé KS es un compensador de distancia polifásico que se utiliza con el
relé de distancia KD, para prevenir disparos mientras existan condiciones
de fuera de paso ó fuera de sincronismo en el sistema.
El relé KS consiste de tres transformadores (compensadores), dos
autotransformadores, una unidad de operación tipo cilíndrica y un relé
telefónico de retraso en el tiempo.
Una diferencia fundamental entre la falla trifásica y una condición de fuera
de paso ó sincronismo, es que una falla repentina reduce el voltaje e
incrementa la corriente mientras que durante una condición de fuera de
paso, los cambios del voltaje y la corriente son comparativamente
graduales. Cuando la impedancia de la línea en una falla aparente (Zf) es
menor que el ajuste del compensador (Zc), Izc llega a ser mayor que el
110
voltaje de la línea de la falla. Esto retrasa el voltaje compensado y
entonces retrasa la secuencia de fase del voltaje aplicado al relé y se
produce un torque para abrir los contactos en la unidad cilíndrica.
Bajo las condiciones de fuera de paso, la impedancia aparente medida por
el relé comienza con un valor alto, gradualmente decrece a un valor mucho
más bajo y nuevamente se incrementa a un valor más alto, entonces el
sistema llega a una completa oscilación. Por otro lado, si la disturbancia
es una falla, la impedancia vista por el relé repentinamente toma un valor
mucho menor y retendrá este valor ó se incrementará suavemente por los
efectos de la resistencia de falla, hasta que la falla se evacue.
El relé KS tiene la ventaja de distinguir una falla y una condición de fuera
de paso. Bajo las condiciones de fuera de paso, el relé KS operará
seguidamente de un corto retraso con el tiempo del relé de distancia KD
bloqueando la acción de este. En caso de una falla, el relé KS puede
operar pero el relé de distancia opera dentro de un tiempo muy corto y no
seguirá la secuencia descrita para una condición de fuera de paso
4.1.2 Esquema de protección del barraje de 115 kV
La protección del barraje de 115 kV se hace por medio de relés de
protección y esta basada en la ley de Kirchoff de corrientes entrantes y
salientes de una barra en la subestación que deben tener como suma cero.
Cuando las condiciones son normales los circuitos se encuentran
balanceados y no circula corriente a través de la bobina de operación del
relé.
111
Los transformadores de corriente (CT´s) que se usan para la protección
diferencial de barras se instalan en el lado de la línea o del equipo del
interruptor por lo que el interruptor forma parte de las zonas de protección
diferencia de las barras.
El tipo del relé diferencial utilizado en la subestación Salitre es del tipo relé
de porcentaje diferencial. Este tipo de relés proporciona una alta
sensibilidad a corrientes de falla bajas por un porcentaje muy bajo y a
medida que la corriente de falla se incrementa, el porcentaje requerido
para operar, el relé se incrementa de manera que a valores altos de
corriente de falla, cuando el CT presenta problemas de saturación, el relé
tiene menos sensibilidad y es más seguro contra la operación de fallas
internas, estos relés tienen tiempo de operación típicos de 2 a 3 ciclos,
estos relés son de bloqueo y disparo.
Para disminuir el efecto de la saturación en los CT´s en este tipo de relés
se incorporan bobinas de restricción en el disco de inducción.
En caso de presentarse una falla dentro de la zona de protección del relé
diferencial, este opera un relé de disparo y bloqueo 86B el cual opera la
bobina de apertura de todos los interruptores conectados al barraje de 115
kV.
Adicionalmente el barraje de 115 kV tiene instalado un relé de alarma por
bajo voltaje 27. Este relé se alimenta del secundario del transformador de
potencial del barraje. Este relé solo da alarma de bajo voltaje pero no
dispara los interruptores.
112
Figura 4.3 Esquema típico de protección barraje 115 kV (se muestran dos unidades)
113
4.1.2.1 Descripción de equipos
4.1.2.1.1 Relé diferencial GENERAL ELECTRIC tipo PVD
El relé PVD es un relé diferencial de voltaje diseñado para proveer
protección instantánea del barraje, cuando se usa con transformadores de
corriente apropiados.
El relé incluye dos unidades de operación. Una unidad de voltaje de bajo
ajuste, 87L y una unidad de corriente de alto ajuste, 87H.
La unidad 87L es una unidad instantánea de voltaje, con una bobina de
operación de alta impedancia conectada a través de los terminales c.c de
un rectificador de onda completa de óxido de cobre. El rectificador está
conectado en serie con un sintonizador reactor capacitor para resonancia a
una frecuencia dada.
La unidad 87H es una unidad de sobrecorriente instantánea con una
bobina de operación de baja impedancia, conectado en serie con un disco
resistor.
Ambas unidades, 87L y 87H tienen un circuito común de cierre de
contactos. El relé tiene una unidad sellada montada en la esquina
superior izquierda del relé. Esta unidad tiene una bobina en serie y sus
contactos en paralelo con los contactos principales de modo que cuando
los contactos principales se cierran, la unidad opera y levanta la bandera
para mostrar la operación del relé. La bandera permanece a la vista hasta
que se resetea con el botón localizado en la esquina inferior izquierda de la
cubierta del relé.
114
4.1.3 Protección de módulo de transformación de 115/11.4 kV y
115/57.5 kV
Figura 4.4 Esquema de protección módulo de transformación de 115/11.4 kV y
115/57.5 kV
115
4.1.3.1 Descripción de equipos
El sistema de protección para los módulos de transformación de la
subestación Salitre consta de una protección principal que es el relé
diferencial 87T del transformador, el cual actúa sobre un relé de disparo y
bloqueo 86T y este sobre las bobinas de disparo de los interruptores de
alta y baja para despejar la falla.
Como protección secundaria en el lado de alta y baja de cada
transformador están instalados relés de sobrecorriente instantánea y
temporizado 50/51. Estos relés actúan sobre la bobina de disparo de su
interruptor para aislar la falla en ese sitio. No ocasionan bloqueo del
interruptor.
Así mismo, los transformadores tienen sus protecciones contra fallas
mecánicas 96-26-33-63. Estas protecciones actúan sobre relés auxiliares
los cuales activan el relé de disparo y bloqueo 86T.
Igualmente, los interruptores de 115 kV en el lado del transformador
reciben señal de la protección diferencial de barras de 115 kV,
ocasionando su apertura para aislar la falla hacia el transformador.
Los elementos primarios para detectar las señales procedentes de la falla
en el módulo de transformación son los CT´s (transformadores de
corriente).
Estos se encuentran localizados en el lado de alta entre el interruptor y los
bujes de alta del transformador. En el lado de baja se encuentra entre los
bujes de alta de transformador y el interruptor de entrada a la fila
respectiva, en los módulos de entrada en la sala de control.
116
Conexión de los CT´s para protección diferencial.
De la figura 4.5, en condiciones normales en el diferencial de la fase A las
corrientes (Ia-Ic)del CT en el secundario son iguales por lo que la corriente
resultante por el elemento de operación OP es cero y el relé no está
activado.
En caso de una falla interna en el transformador, por ejemplo en el
devanado de la fase A la corriente Ia será muy grande por lo que la
diferencia entre las dos corrientes en el relé no será cero y una corriente
circulará por el elemento de operación. Esta corriente sobre este elemento
causa torque que cierra unos contactos que activan el relé de disparo y
bloqueo 86T y este opera la bobina de apertura de los interruptores de alta
y baja del transformador.
Igualmente en caso de una falla externa cerca del transformador, la
corriente de falla fluirá hacia ese punto por lo que en el relé se creará un
desbalance en la entrada de la señal donde hubo una falla, y de nuevo el
elemento de operación ve una diferencia de corriente, activándose y
cerrando los contactos para la operación del relé de disparo y bloqueo 86T.
La característica del relé diferencial es la de una alta selectividad junto con
un tiempo rápido de disparo.
Como protección de respaldo los transformadores tienen instalados relés
de sobrecorriente instantáneo y temporizado de fases 50 y 51. Estos relés
producen apertura del interruptor pero no bloqueo.
La unidad de protección instantánea opera sin ningún retardo intencional
en el tiempo, lo que ocasiona la ventaja de reducir el tiempo de operación
117
al mínimo, para fallas muy cercanas al modulo de transformación. Para la
operación eficiente de esta unidad se requiere que la mínima corriente de
falla exceda a la máxima corriente de carga.
La curva del tiempo de operación del relé es asintótica a un valor mínimo
definitivo que se incrementa con el valor de la corriente. En estos relés la
curva es del tipo “ Extremadamente inversa” lo que significa que a valores
bajos de corriente, su tiempo de operación es alto, pero a medida que
aumenta el valor de la corriente, el tiempo de operación se reduce
drásticamente.
118
figura 4.5 Esquema relé diferencial General Electric2
4.1.3.1.1 Relé de sobreintensidad tipo IAC GENERAL ELECTRIC
Los relés de protección tipo IAC son relés de disco de inducción, que se
utilizan para las protecciones de sobreintensidad contra fallas entre fases
o fallas a tierra, en los circuitos de corriente alterna de las instalaciones
industriales y de los sistemas eléctricos de producción, transporte y
distribución de energía eléctrica.
Consiste fundamentalmente en un núcleo magnético con una bobina
amperimétrica, el disco de inducción y un imán de freno cuyo conjunto,
2 Ramírez, Carlos Felipe, Introducción a los Relés de Protección. Ed. Limusa 1998
119
llamado unidad de inducción o elemento inverso, es de acción temporizada
con un retardo inverso.
Además de la unidad de inducción, pueden llevar incorporados uno o dos
elementos instantáneos de sobreintensidad, del tipo de armadura
basculante. Todos los relés IAC van provistos de indicadores de
funcionamiento que señalizan de forma visual y por separado, la actuación
de la unidad de inducción o del elemento instantáneo.
Los relés tipo IAC son relés indirectos, es decir, se conectan al secundario
de transformadores de intensidad.
Estos transformadores de intensidad alimentan al relé con una corriente
equivalente a la de línea.
En algunos modelos de relés IAC, el circuito de disparo es alimentado por
la descarga de un condensador. El sistema más frecuente usa un sistema
auxiliar de alimentación de corriente continua.
Cuando se utiliza elemento instantáneo, la bobina de este elemento y la
bobina de esta unidad de inducción van en serie y cada una de ellas se
calibra independientemente para que actúe dentro de la zona que se le
haya asignado en el campo de disparo del relé.
Las unidades de inducción se construyen para una gama de corrientes que
cubre desde 0,1 a 16 amperios. La selección de la curva de actuación del
relé se hace mediante un bloqueo de tomas con diversos valores y un dial
de tiempo que cubre una gama continua de curvas extremas de cada relé.
120
Los elementos instantáneos se construyen también por varios calibres y
cubren una gama de corrientes de operación desde 1 hasta 160 A. El
ajuste es continuo dentro de los límites de cada calibre y se efectúa
moviendo la posición del núcleo mediante un tornillo.
Los relés tipo IAC van alojados dentro de unas cajas y son del tipo
extraible. Tienen un aspecto exterior semejante a los demás tipos de relés
construidos por G.E y permiten el montaje empotrado o saliente, con
posibilidad de disponer de bornas delanteras.
Incluyen dispositivos para hacer las conexiones de comprobación,
inspecciones de mantenimiento y una fácil sustitución.
El elemento de inducción constituye la parte principal del aparato y se
compone esencialmente de:
• Un disco de inducción montado sobre un eje y dispuesto para girar en
el entrehierro.
• Un núcleo magnético en forma de U en los extremos de cuyos polos se
sitúan asimétricamente varias espiras en cortocircuito.
• Una bobina operadora montada en este núcleo, que se conecta en serie
con el circuito a proteger, normalmente a través de un transformador
de intensidad.
• Un imán permanente que abraza el disco de inducción.
El dispositivo de “sellado” y señalización consiste en un pequeño relé
electromagnético, situado en la parte superior, que tiene por misión
121
“sellar” o asegurar la operación del elemento de inducción y señalizar
ópticamente el funcionamiento del relé. Se compone de una bobina con
dos tomas de sensibilidad 0,2 y 2 A montadas sobre una armadura de
acero laminado y una culata basculante sobre la cual se disponen los
contactos de “sellado” normalmente abiertos. La bobina de “sellado” se
conecta en serie con la bobina (o relé auxiliar) de disparo del interruptor.
Los contactos de sellado están conectados en paralelo con el contacto de
cierre del elemento de inducción.
El funcionamiento de este dispositivo es el siguiente: cuando cierra el
contacto de inducción, queda alimentado el circuito de disparo y en
consecuencia energizada la bobina de sellado, el dispositivo de sellado
permanece autoalimentado hasta tanto se verifique la apertura del
interruptor, independientemente del contacto del disco contra rupturas
imprevistas del circuito.
La señalización se logra mediante un indicador de funcionamiento, que es
elevado por la misma armadura, mostrando tres franjas rojas por otras
tantas ventanas situadas en el frente del dispositivo. Para volver el
indicador a su posición inicial y oculta, hay que apretar un botón colocado
en la tapa del relé, lo que permite conocer, en un sistema trifásico, cual es
el relé que ha provocado el disparo del interruptor. Los contactos del relé
son de plata, de tipo lineal y aseguran un perfecto cierre del circuito y una
buena conservación de los mismos.
La bobina operadora va provista de 7 tomas que permiten variar el número
de espiras y como consecuencia regular la corriente de arranque, o sea el
valor mínimo de la corriente para la cual el relé se pone en
funcionamiento. Estas tomas están llevadas a un bloque de tomas en el
122
cual, mediante una clavija roscada, se efectúa el cambio de ajuste de una
manera cómoda y segura.
4.1.3.1.2 Relé diferencial GENERAL ELECTRIC tipo 12 BDD 16
Los relés tipo BDD son relés diferenciales de transformador con
características de restricción porcentual y armónicos, usando una unidad
polarizada como elemento de operación. La restricción porcentual permite
discriminación exacta entre fallas internas y externas a altas corrientes.
La restricción de armónicos facilita al relé para distinguir, por la diferencia
en la forma de onda, entre la corriente de diferencial causada por una falla
interna y la causada por corrientes magnetizantes de inserción (inrush)
asociadas con la energización de transformadores. El relé opera a alta
velocidad para corrientes de falla internas.
El relé tipo BDD se diseña para ser usado con transformadores de
potencia de tres devanados y tiene tres circuitos de restricción de corriente
y un circuito diferencial de corriente. El relé tiene dos juegos de contactos
abiertos con una conexión común entre los dos juegos
El relé tiene las siguientes partes principales:
4.1.3.1.2.1 Transformadores de corriente
Hay 3 transformadores de corriente separados, cada uno con un bobinado
primario y cada terminal en una bornera separada. Bobinado #1 #2 y # 3
corresponden a las borneras 6, 4 y 3, en este orden.
123
Hay un transformador diferencial de corriente con el primario principal
llevado afuera en la bornera 5.
El circuito primario de cada uno de estos transformadores se completa a
través de un bloque especial de taps. Dos ó tres filas horizontales de
posiciones de tap que proveen, una fila por cada bobinado de
transformador de corriente. Un tap del transformador de corriente se
conecta al correspondiente tap de los bobinados de restricción de corriente
insertando plugs en el bloque de taps (bornera).
4.1.3.1.2.2 Circuito de restricción de corriente
Un puente rectificador de onda completa, recibe la salida del secundario de
cada transformador de restricción de corriente. Las salidas c.c de las tres
unidades son conectadas en paralelo. Todas las salidas son alimentadas a
un resistor encintado a través del tap plateado de porcentaje en el frente
del relé. Por medio de los tres taps, un ajuste de porcentaje de 15, 25 ó
40% puede ser seleccionado. La salida es rectificada y aplicada a la
bobina de restricción de la unidad polarizada.
4.1.3.1.2.3 Circuito de corriente diferencial
La salida del secundario del transformador de corriente abastece:
La unidad instantánea, las bobinas de operación de la unidad polarizada
pasan a través de un circuito de tonos y el circuito de restricción de
armónicos a través de una trampa resonante paralela. Las corrientes de
operación y restricción son pasadas a través de un puente rectificador de
124
onda completa antes de pasar a través de las bobinas de la unidad
polarizada.
Será evidente, que sí una corriente diferencial aplicada al relé es de forma
senosoidal y a frecuencia del sistema, fluirá más rápido en el circuito de la
bobina de operación y el relé operará. Por otro lado, si la corriente
diferencial contiene más de un determinado porcentaje de armónicos, el
relé será restringido para operar por las corrientes armónicas fluyendo en
la bobina de restricción.
4.1.3.1.2.4 Unidad de sobrecorrientes
La unidad instantánea, es un relé de armadura con un indicador de
bandera auto contenido. En corriente de falla extremadamente fuerte, esta
unidad operará y completará el circuito de disparo. La bandera de la
unidad instantánea será mostrada para indicar que el disparo fue por esta
unidad.
Por la situación de los CT´s y las relaciones de los transformadores para
corrientes de falla grandes, es posible que menos corriente de operación de
la real sea suministrada por el transformador diferencial de corriente y
más restricción de armónicos será suministrada que el contenido real de
armónicos que tiene la corriente de falla presentada. Como resultado, bajo
condiciones de corrientes internas de falla grandes, la unidad principal
puede ser falsamente restringida. Sin embargo, el disparo se realiza por la
operación de la unidad de sobrecorriente. El arranque es ajustado sobre el
nivel de la corriente diferencial producida por la máxima corriente de
magnetización inrush.
125
4.1.3.1.2.5 Unidad de operación principal
La unidad de operación principal es una unidad polarizada. La unidad
tiene una bobina de operación y un bobina de restricción y sus contactos
son identificados como DHR (restricción diferencial de armónicos). El relé
tiene un mecanismo de baja energía de alta velocidad y sus contactos son
suministrados con una unidad auxiliar y traídos hacia fuera en borneras
para conexión de un circuito externo.
La unidad auxiliar trae una indicación de bandera localizada en el lado
izquierdo del relé. La bobina de esta unidad no está conectada en el
circuito principal, pero es conectada al control c.c a través de un contacto
abierto del relé polarizado y a través de resistores en serie.
4.1.3.1.2.6 Banderas
Las banderas se proveen para el relé auxiliar y para la unidad de
sobrecorriente instantánea. En el evento de una falla interna, una ó
ambas unidades operaran dependiendo de la magnitud de la falla.
Esto producirá una indicación de bandera en la unidad particular que
opera. Después de que la falla desaparece, la bandera deberá ser reseteada
por el pulsador localizado en la esquina.
126
4.1.4 Protección circuitos de 11.4 kV
La protección principal en los circuitos de distribución de la subestación
Salitre la constituyen relés de sobrecorriente instantánea 50, temporizado
51, de fases y a tierra.
La unidad de protección instantánea 50, opera sin ningún retardo
intencional en el tiempo lo que ocasiona, la ventaja de reducir el tiempo de
operación a un mínimo para fallas muy cercanas al interruptor es efectiva
solo cuando la impedancia entre el relé y la fuente es pequeña con la
impedancia de la zona a proteger. Para la operación eficiente de esta
unidad se requiere que la mínima corriente de falla exceda a la máxima
corriente de falla.
En la unidad de protección temporizada 51, el tiempo de operación del
relé es asintótica a un valor mínimo definitivo que se incrementa con el
valor de la corriente, y da lugar a la configuración de una curva
característica de tiempo contra corriente. En estos relés la curva es de
tipo “extremadamente inverso” lo que significa, que a valores bajos de
sobrecorriente su tiempo de operación es alto, pero a medida que aumenta
el valor de la sobrecorriente el tiempo de operación disminuye
drásticamente.
Solo cuando ocurren fallas, por sobrecorriente instantánea, opera el relé
de recierre automático 79.
Como complemento del esquema de protección de los circuitos de 11.4 kV,
están instalados relés de bajo voltaje 27 y baja frecuencia 81 en él barraje
de 11.4 kV, estos relés envían señal de apertura a las bobinas de cada
127
interruptor de 11.4 kV. Sin embargo, cada circuito tiene en el panel
frontal un suiche para habilitar la señal de los relés 27 y 81 lo que da una
protección selectiva para estos relés.
4.1.4.1 Descripción de equipos
4.1.4.1.1 Relé de sobrecorriente instantáneo y temporizado FIRCO
11
Estos relés son de tipo inducción de sobrecorriente y se usan para
desconectar circuitos cuando la corriente en ellos excede un valor dado.
Constan de una unidad de sobrecorriente (CO) un suiche contactor de
indicación (ICS) y una unidad de indicación de disparo instantáneo IIT.
El indicador de disparo temporizado es un suiche contactor de corriente
directa. Una armadura magnética con unos contactos de resorte en ella,
se atrae al núcleo magnético cuando se energiza el suiche. La unidad de
disparo instantáneo funciona similar a la unidad temporizada pero el
suiche contactor opera con corriente alterna.
128
Figura 4.6 Esquema protección de circuitos 11.4 kV
129
Figura 4.7Esquema unión barrajes 1-2
130
Figura 4.8 Sistema de protección circuitos SA-21 a SA-28 entrada D2
131
Figura 4.9 Unión barras 2-3 ysistemas de protección SA 31 a SA 38
132
Figura 4.10 Diagrama unifilar sistema de 11.4 kV
4.2 ANALISIS DE NUEVAS TECNOLOGIAS
En la actualidad se cuenta con una amplia gama de fabricantes de equipos
de protección medida y control, para efectos de las mejoras propuestas
para la subestación Salitre, se analizaron varias opciones entre las que
figuraban ABB, General Electric, pero a la hora de comparar los precios
ofrecidos por estas empresas se observó un mayor costo y prácticamente
cumplían con las mismas especificaciones técnicas de los equipos que
suministran otras empresas, se decide entonces analizar la tecnología de
la empresa SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES INC, la cual
tiene en el mercado una amplia gama de productos, los cuales
analizaremos en este capítulo destacando las ventajas ante una posible
sustitución de equipos en la subestación. (cambios sujetos a consideración
de la empresa CODENSA S.A)
133
La empresa SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES INC, tiene
como propósito fundamental el proveer sistemas de protección confiables
y a un precio bajo, sin olvidar la efectividad de los equipos. En la
actualidad trabaja con la línea de relés de protección, componentes que
tienen una respuesta de milisegundos ante fallas. La empresa ha logrado
obtener una reputación en el ámbito mundial y más si se tiene en cuenta
que trabaja con la certificación ISO 9001, donde se le reconoce su proceso
de trabajo, documentación, monitoreo y control de los sistemas allí
creados.
Para efectos del tema de investigación propuesto por el trabajo de grado
analizaremos los relés de protección que provee SCHWEITZER
ENGINEERING LABORATORIES INC a las diferentes empresas de energía
y dentro de las cuales se encuentra la empresa CODENSA S.A.
El propósito de este capítulo es describir los diferentes relés de Protección
que se pueden tener en una subestación de distribución, y las exigencias
mínimas que deben tener. Sin embargo, se hace énfasis en los relés
microprocesados o integrados que actualmente produce la empresa
SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES INC, ya que permiten ser
incorporados a una red de comunicaciones, entre otras ventajas que
describiremos más adelante.
Las protecciones trabajan en asocio con los interruptores los cuales
desconectan el equipo luego de la “orden” del relé para mitigar los efectos
que puedan originarse por las fallas. Una función secundaria de los relés
de protección es proveer indicación de la localización y tipo de falla, de tal
manera que la comparación con la observación humana y los registros de
134
falla constituyan un medio para el análisis de la efectividad de la
prevención de fallas y la mitigación de sus efectos.
Es decir, los relés de protección dan la orden a los interruptores para
desconectar elementos defectuosos, ya sea en condiciones normales o en
cortocircuito, cuando el equipo de protección se los manda. Los
interruptores están localizados de tal forma que cada equipo
(transformador, línea etc.) pueda desconectarse por completo del resto del
sistema, o sea que los interruptores siempre se encuentran como elemento
separador entre dos equipos.
4.2.1 Falla y determinación del grado de protección requerido
Cualquier cambio en un sistema de potencia es llamado una perturbación
y puede ser causada por una falla del sistema de potencia, una falla
extraña al sistema o una falla de la red.
Una falla del sistema de potencia es un cortocircuito en la red, por
ejemplo un cortocircuito trifásico. Una falla al sistema de protección se
presenta cuando se produce un disparo del interruptor sin existir falla
detectada, lo cual produce una perturbación en el sistema. Una
sobrecarga, una fluctuación de potencia, una caída extrema de tensión o
corriente, etc., en un sistema es llamada falla de la red.
Las fallas pueden ocurrir en todos los sistemas, sin embargo es imposible
diseñar económicamente un sistema libre de fallas. Adicionalmente, las
principales causas de fallas varían de país a país. Las fallas pueden ser
producidas por descargas atmosféricas, contaminación natural o
135
industrial, sobretensiones, sabotajes y daños en los equipos, así como
mantenimiento deficiente.
Un conocimiento exacto de los riesgos de falla es la condición previa para
la concepción de un dispositivo de protección económicamente rentable y
técnicamente óptimo.
4.2.2 Exigencias básicas de los relés de protección
Los criterios mínimos que se deben cumplir en una protección son:
• Seguridad: No deben presentarse disparos indeseados.
• Confiabilidad: No deben presentarse omisiones de disparo.
• Selectividad: Es decir que una protección debe actuar única y
exclusivamente donde exista la falla; éste criterio queda representado
por la unión de la seguridad y la confiabilidad. Hay algunos arreglos
que permiten aumentar la seguridad y confiabilidad; estos arreglos
dependen básicamente de los principios de operación de las
protecciones y la forma de conexión de sus contactos.
• Precisión: Es la capacidad para determinar con una gran exactitud el
nivel de corriente, voltaje frecuencia y parámetros de tipo mecánico (
presión de gas) para los cuales debe ocurrir la señal de disparo.
• Rapidez: Es el tiempo invertido desde la aparición de la falla hasta la
actuación de los contactos del relé. Esta característica es muy
importante ya que si no se despeja una falla lo suficientemente rápido
136
puede ocasionar peligro al personal, inestabilidad en el sistema o daños
en los equipos.
• Flexibilidad: Es la cualidad de poder adaptarse a posibles cambios
funcionales, que no tengan un rango de ajuste fijo, es decir que permita
cambios para corresponder con el sistema dentro de ciertos límites.
• Simplicidad: Representa la reducción de funciones e intersecciones en
el diseño de protección, es importante ya que disminuye la cantidad de
equipos que pueden causar mayor cantidad de puntos de falla.
• Mantenimiento: Es la disminución máxima posible de piezas sujetas a
desgaste, que no requieran mantenimiento continuo. Esta condición se
da en buena medida con la utilización de relés de estado sólido.
• Precio: Hay que destacar que dentro de los costos se debe incluir costo
inicial, costos operativos, costos de consecución del equipo y costos por
posibles daños. Es muy posible que una protección que sea más
costosa tenga tiempo de disparo más rápido, reduciendo así el riesgo de
daños en los equipos del sistema de tal manera que resulte finalmente
la solución más económica.
4.3 PROTECCIONES INTEGRADAS.
Las protecciones integradas con relés digitales, son equipos electrónicos
que tienen la capacidad de realizar medidas, protección y control de un
circuito o componente específico de una subestación. Es decir, que el
conjunto de celdas de gran tamaño es reemplazado por un solo
dispositivo que integra medidas, protección y automatismos.
137
El equipo es una función de automatismo, procesa la información de los
circuitos de entrada / salida, transformadores, sistemas de barrajes y
realiza acciones como salidas de disparo y recierre de interruptores. Las
protecciones integradas, son unidades compactas basadas en tecnología
de microprocesadores.
Las protecciones integradas cuentan con entradas digitales que le
permiten conocer el estado del circuito monitoreado o vigilado, salidas
digitales para realizar el control automático, una pantalla para visualizar
localmente los parámetros eléctricos y el estado de la protección, un
teclado para acceder a la información del equipo y realizar configuraciones
básicas, y una interfaz de comunicación para el intercambio de
información con otros dispositivos. Esta última característica es la que
permite construir redes de protecciones, que permitan integrar la
información de todas las protecciones en un equipo central como un
computador o un PLC, y ponerla a disposición de usuarios locales
(operadores, ingenieros) o usuarios remotos (centro de control).
4.4 CARACTERÍSTICAS DE RELÉS DIGITALES. SEL
Los relés microprocesados estudiados son construidos por la empresa
Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. conocida como SEL, y
comparten características similares. Estos relés contienen elementos de
protección, esquemas lógicos, entradas /salidas programables, registros
de eventos, localizador de fallas, medidas y otras funciones.
138
Las salidas de todos los elementos de protección de los esquemas lógicos,
están a disposición de la lógica programable de los equipos3 para alarma,
control de las comunicaciones y cualquier otra función deseada.
Los relés incluyen puertos de comunicación seriales y una interfaz de
usuario en el panel frontal para introducir los ajustes, repasar las
operaciones, comprobar las medidas y otras funciones.
4.4.1 Comunicaciones
Los relés pueden ser operados y ajustados mediante los controles del panel
frontal y mediante los puertos seriales de comunicación. Los relés SEL
tienen por lo menos un puerto de comunicaciones RS-232 de nueve pines,
y pueden ser conectados a una red local o conectados directamente a un
computador o a un módem. Además poseen un puerto auxiliar donde se
conecta la señal horaria o señal de sincronización (señal IRIG-B4).
Las comunicaciones de cada relé sirven para los siguientes propósitos:
• El relé responde a mandos que abarcan todas las funciones, por
ejemplo ajustes, medida y operaciones de control.
• El relé genera un informe de incidencias o fallas con la activación de
una salida TRIP (disparo), con un mando de arranque o con la
activación de un elemento de inicio de informe.
3 Ecuaciones de control Selogic, vienen con los manuales de programación de los equipos4 IRIG B Inter Range Instrumentation Group equipos que permiten distribuir una señal horaria desincronización a varios dispositivos como relés, registros de fallas y medidores.
139
• El relé transmite mensajes en respuesta a cambios de estado del
sistema, por ejemplo aviso de autocomprobación o aviso de la
ocurrencia de una falla o incidencia.
• No hay prioridad en los puertos de comunicaciones, los últimos ajustes
guardados anulan todos los demás.
Los relés se comunican con otros dispositivos a través de mensajes. Sin
embargo, estos mensajes están predefinidos bajo un esquema llamado
protocolo propietario SEL de “comando/respuesta” , el cual es un
protocolo de comunicaciones de bajo nivel, el relé recibe un “ comando” o
instrucción de otro dispositivo, lo interpreta y luego envía una “respuesta”
o realiza una “acción”.
4.4.2 Medidas
El relé mantiene las medidas instantáneas de magnitudes y ángulos de
tensiones e intensidades fase-neutro y fase-fase, kilovoltios primarios y
amperios respectivamente. Igualmente muestra la potencia activa y
reactiva en megavatios y megavares. Dependiendo del tipo de relé,
también se cuenta con medidas de corrientes de secuencias.
4.4.3 Indicadores de estado
Muestra los valores de señalización, y define el grupo de indicadores del
panel frontal del relé, donde se encuentra la información de
autocomprobación del relé, información de disparos, entradas y salidas.
140
4.4.4 Informe de incidencias o fallas
Cuando ocurre una falla, el relé almacena un informe sobre la falla en
memoria no volátil. Existen cuatro formas para acceder o consultar estos
informes de incidencias:
Informe resumen automático con información abreviada. Permite la
revisión rápida de la información crítica de la falla para el personal de
operación.
El informe por defectos es de 11 ciclos de duración, 4 muestras/ciclo. Los
ciclos se distribuyen así: cinco ciclos antes de la falla, cinco ciclos después
de la falla y el ciclo donde ocurrió la falla5. El informe consta de tres
partes: encabezado, cuerpo y pie de informe. En el encabezado del informe
se incluye la identificación del relé (código de identificación del firmware o
ROM) fecha y hora de generación del informe. El cuerpo del informe
incluye los valores de corrientes y voltajes, el estado de los principales
elementos de protección del relé y el estado de las entradas y salidas, para
cada muestra de los 11 ciclos del informe. El pie de informe incluye el tipo
de falla, la localización de la falla, frecuencia del sistema, valores de los
indicadores del panel frontal del relé, y otros valores que dependen del tipo
del relé.
• El informe largo es de 11 ciclos de duración, 16 muestras/ciclo. Es
similar al informe de 4 muestras/ciclo.
• Histórico de fallas: en memoria no volátil (el relé posee una memoria
capaz de almacenar datos que serán recuperados independientemente
5 En el anexo f se muestra un ejemplo del reporte de una falla
141
que exista o no-alimentación a este), se almacenan hasta cuarenta
resúmenes de fallas; esto constituye el “histórico de fallas“. Este
informe muestra la fecha, hora, tipo de falla, distancia a la falla,
duración de la misma, grupo activo de ajustes y los indicadores del relé
en el momento de la falla.
4.4.5 Ajustes y configuración
Los relés pueden tener hasta cuatro (4) tipos de ajustes:
• Ajustes de calibración y operación del relé, donde se seleccionan y
ajustan los límites y umbrales de los elementos de protección, disparos
con comunicación y otros esquemas de protección. Algunos relés SEL
tienen varios grupos de ajustes de calibración y operación, lo que
permite que el relé sea trabajado en diferentes esquemas de protección.
• Ajustes lógicos, donde se programan las funciones de disparo y
contactos de salida, utilizando las ecuaciones de control provistas por
SELogic. Por cada grupo de ajustes de calibración, hay un grupo de
ajustes lógicos (grupo lógico de ajustes).
• Ajustes del puerto de comunicaciones, donde se asignan los parámetros
de los puertos RS-232 que tiene el relé.
• Ajustes globales, donde se asignan las entradas, tiempo de iluminación
de la pantalla LCD, retraso de conmutación del grupo de ajustes,
tiempo de desconexión u otros ajustes.
142
4.4.6 Interruptores
Algunos relés SEL pueden mantener información acerca de disparos y
cierres de los interruptores asociados a los diferentes relés. Esta
información es: número de operaciones del interruptor causadas por el relé
o por elementos externos de operaciones del interruptor causadas por el
relé o por elementos externos, tiempo de ocurrencia del último disparo,
corrientes acumuladas, etc. Además proveen métodos de disparo y cierre
de interruptores que pueden utilizar otros dispositivos como
computadores, SEL-2020, SEL 2030 o PLC para ejecutar acciones de
control remoto.
4.4.7 Registro de medidas máximas
Muestra valores de corriente pico demandadas y las potencias activas y
reactivas pico demandadas. Permite realizar estudios sobre el
comportamiento de los circuitos de distribución de la subestación.
4.4.8 Niveles de acceso
Los relés de SEL soportan tres niveles de acceso (0,1 y 26)con clave de
seguridad para los niveles 1 y 2. El nivel cero o inicial permite acceder a
los otros dos niveles, conocer el identificador del relé y ver la ayuda básica.
El identificador del nivel de acceso 0 es el carácter “=” (igual).
El primer nivel permite solamente leer la configuración actual del relé y el
segundo nivel de acceso, permite cambiar los ajustes y la configuración del
6 Niveles que son aportados de acuerdo con el protocolo de comunicación empleado en la programación delrelé”lógica digital”
143
equipo, leer datos de medidas, históricos e informes de fallas. El
identificador del nivel de acceso 2 es “=>>”.
4.4.9 Mensajes automáticos
Los relés SEL tienen la capacidad de generar mensajes automáticos
cuando ocurre una falla en el circuito vigilado por el relé (mensaje EVENT),
o cuando los autodiagnósticos, detectan un estado no esperado o fallas en
los componentes integrados del relé (mensaje STATUS). El relé envía estos
mandos (siguiendo un protocolo propietario de SEL) al puerto serial que se
configure para este fin, y al cual debería estar conectado un dispositivo
maestro como un computador, PlC o un procesador de comunicaciones de
SEL (SEL 2020).
4.4.10 Condiciones de alarma
Los relés SEL activan el indicador de alarma (indicador ALARM) mientras
realizan la autocomprobación al conectar la alimentación, cuando falla
alguna prueba de diagnóstico, cuando el usuario realiza tres intentos
erróneos de acceder al nivel 1, cuando accede al nivel 2 del relé o cuando
se modifican las valores de los ajustes.
144
4.5 RELÉ SEL-321 PARA PROTECCIÓN DE LAS LÍNEAS DE 115 kV.
Figura 4.11 Relé SEL 321 protección de líneas de 115 kV7
Las características de protección del relé SEL-321 son:
• Relé de distancia de fases y tierra
• Relé con disparo monopolar y tripolar
• Relé de sobrecorriente direccional
• Relé de sobrecorriente de secuencia negativa
• Cuatro zonas de protección de distancia de fase y tierra
• Seis grupos seleccionables de ajustes
7 Figura obtenida de www. Selintruments.com.co
145
4.5.1 Estructura de los ajustes de calibración y operación.
En el relé se puede configurar los siguientes ajustes:
Información de la línea y del extremo del relé: impedancias secundarias,
longitud de la línea, tipo de localización de fallas (radial, dos terminales ó
extremos), relación de los transformadores de tensión y corriente. Se
pueden configurar hasta cuatro zonas de distancia. Se puede obtener un
ajuste de la dirección de las zonas y de los elementos de sobrecorriente, así
como un ajuste de los elementos de sobrecorriente temporizada.
4.5.2 Características de comunicaciones
Posee tres puertos seriales, uno en el panel frontal y dos en el panel
posterior. El puerto 1R (del panel posterior) permite el tipo binario del
protocolo ″comando/respuesta” de SEL, el cual es más rápido que el tipo
ASCII. La velocidad máxima que soportan los puertos de comunicación es
de 19200 baudios.
4.5.3 Manejo de interruptores
Los relés SEL-321 no mantienen información de interruptores, pero tienen
un nivel de acceso especial para abrir y cerrar los interruptores. Este nivel
se denomina” nivel de acceso B”, y para acceder a él se debe conocer una
palabra clave y estar en nivel de acceso 1ó 2 del relé. Cuando se accede a
este nivel, se activa el indicador ALARM. El indicador del nivel de acceso B
es “==>”
146
4.5.4 Generación de informes de fallas
Los relés SEL-321 generan informes de fallas o incidencias en respuesta a
las siguientes acciones:
• TRIP: Activación de cualquier elemento de disparo: TPA, TPB, TPC, o
3PT.
• EXTC: Ejecución del comando TRIGGER.
• ER: Activación de cualquier elemento de la variable lógica MER(Máscara
de arranque de informes).
• EXT: Activación de la entrada arranque externo.
4.6 RELÉ SEL 279 RECIERRE
Figura 4.12 Relé SEL 279 recierre, chequeo de sincronismo
La función primaria del relé es el control de las secuencias de recierre. El
relé incluye todos los elementos necesarios de lógica y de voltaje para el
control de secuencias de recierre y chequeo de sincronismo.
147
Diseñado para esquemas con interruptores monopolares o tripolares, el
relé Sel 279 está en capacidad de supervisar nivel de voltaje, velocidad de
recierre y el tiempo máximo de recierre.
4.7 RELÉ SEL-587 PROTECCIÓN PARA TRANSFORMADORES
Figura 4.13 Relé SEL-587 protección de transformadores8
4.7.1 Características de protección
Los relés SEL-587 poseen las siguientes características:
• Relé diferencial de corriente
• Relé de sobrecorriente
• Protección de sobrecorriente de secuencia negativa, fase y tierra.
• Un grupo único de ajustes y configuración.
8 Figura obtenida de www.selcomunications.com.co
148
4.7.2 Comunicaciones
Posee un solo puerto serial, ubicado en el panel posterior, el cual permite
el tipo binario del protocolo ”comando/respuesta” de SEL. La velocidad
máxima que soporta el puerto de comunicaciones es de 19200 baudios9.
4.7.3 Generación de informes de fallas.
Los relés SEL-587 generan informes de fallas o incidencias cuando alguna
de las siguientes situaciones se presenta:
• TRIP1, TRP2, TRP3: Activación de cualquier elemento programable de
disparo TRP1, TRP1 Ó TRP1.
• TRIG: Ejecución del comando TRIGGER.
• PULSE: Ejecución del comando PULSE.
• MER: Activación de cualquier elemento de la variable lógica MER
(máscara de arranque de informes).
• EXT: Activación de la entrada arranque externo
9 Unidad utilizada de acuerdo con la velocidad de transmisión de datos, se utiliza en programación de equiposSEL
149
4.8 RELÉ SEL-251 PROTECCIÓN DE CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN
Figura 4.14 Relé SEL-251protección circuitos de distribución10
4.8.1 Características de protección
• Relé de sobrecorriente de fase con control de voltaje
• Relé de sobrecorriente de secuencia negativa
• Relé de distribución
• Circuito monitor de interruptores
• Seis grupos seleccionables de ajustes y configuración
• Recierre
4.8.2 Comunicaciones
Posee dos puertos seriales, ubicados en el panel posterior del relé. El
puerto 1R (del panel posterior) permite el tipo binario del protocolo
10 Figura obtenida de www.selcomunications.com.co
150
”comando/respuesta” de SEL, el cual es más rápido que el tipo ASCII11. La
velocidad máxima que soportan los puertos de comunicación es de 9600
baudios.
4.8.3 Generación de informes de fallas
Los relés SEL-251 generan informes de fallas o incidencias en respuesta a
las siguientes acciones:
• TRIP: Activación de los contactos de salida (output contact).
• TRIGGER: Ejecución del mando TRIGGER
• ER: Activación de cualquier elemento de la variable lógica MER
(máscara de arranque de informes).
• ET: Activación de la entrada arranque externo (EXTERNAL TRIGGER).
4.8.4 Interfaz de usuario
Los relés SEL-251 no poseen una pantalla LCD como los otros tipos de
relé; por ello, uno de los puertos de comunicaciones se conecta a una
terminal de supervisión de marca SEL, la cual permite visualizar los datos
del relé: estado, medidas, eventos, históricos, etc.
4.9 PROCESADORES DE COMUNICACIONES SEL 2020
Los procesadores de comunicaciones son las herramientas que se utilizan
para desarrollar proyectos de integración en subestaciones. Estos equipos
se utilizan para conectar los datos que se obtienen de los relés y para
11 Protocolo de comunicación utilizado en la programación de equipos de comunicación
151
establecer la comunicación entre el computador, el sistema supervisor y la
red de protecciones.
4.9.1 Características generales
Dentro de la línea SEL encontramos el procesador de comunicaciones SEL-
2020 que sirve básicamente para comunicar una variedad de aparatos
microprocesadores. El SEL-2020 puede actuar como un selector de
puertos sencillo pero inteligente, o puede soportar comunicaciones
sofisticadas y manejo de datos, capacidades necesarias para proyectos
avanzados de integración de subestaciones. Los dispositivos SEL-2020
pueden interactuar, con cualquier IED (intelligent Electronic Device) como
son los relés digitales, medidores, grabadores digitales de informes de
fallas, módem e impresoras.
Para el trabajo en cuestión, los dispositivos SEL-2020 son los elementos
integradores de la información que se obtienen de los relés digitales. Esta
información podrá ser utilizada posteriormente por un computador central
para realizar las actividades de control y supervisión de las protecciones de
la subestación: mediciones, informes de fallas, estado de interruptores,
calibración de los relés, monitoreo del estado de la red, etc.
Para permitir la integración de los diferentes equipos de una subestación,
como relés, medidores o impresoras, cada SEL-2020 consta de 16 puertos
seriales en el panel posterior y un puerto F en el panel frontal distribuidos
como se muestra en la figura 4.15, a través de estos puertos se pueden
dar órdenes a los elementos conectados al SEL-2020, utilizando el
protocolo propietario de SEL.
152
Figura 4.15 Relé SEL 2020 procesador de comunicaciones 12
Todos los puertos del equipo SEL-2020 son tipo EIA (tipo serial de 9
patillas con interfaz RS-232,compatibles con los puertos de un
computador tradicional).
4.9.2 Funciones básicas del SEL-2020
• Selección inteligente de puertos: Esto incluye características como
multitarea, multiusuario, auto configuración, rango amplio de
velocidades de transmisión (entre 300 y 38400 baudios) y un conjunto
completo de parámetros de comunicación.
• Sincronización de hora: Puede obtener una señal horaria IRIG-B (Inter
Range Instrumentation Group) para la sincronización o puede generar
su propia señal de sincronización. El SEL-2020 puede recibir una
señal IRIG-B desde un reloj local y luego redistribuirla a los dispositivos
conectados a cualquier puerto serial del panel posterior. El SEL-2020
admite señales horarias moduladas o demoduladas.
12 Figura obtenida de www.selcomunications .com.co
153
• Procesamiento de comunicaciones: El SEL-2020 puede enviar mensajes
y códigos en diferentes formatos, permitiendo de esta manera la
comunicación con dispositivos tales como: relés SEL, computadores
personales, RTU (remote terminal unit), impresoras, módems u otros
IED (Intelligent Electronic Device), e incluso con otros dispositivos SEL-
2020. Las capacidades de comunicación incorporadas permiten
comunicación hacia el SEL-2020 a través de ella, utilizando programas
que soporten emulación de terminal ASCII. Los SEL-2020 manejan
varios protocolos pero básicamente se rigen por el propietario.
4.9.3 Base de datos automáticos
Cada dispositivo SEL-2020 tiene una base de datos donde almacena el
estado y la información recogida de los dispositivos conectados a sus
puertos de comunicaciones. La base de datos está dividida en regiones de
memoria volátil (memoria RAM y regiones no volátil memoria Flash).
Mientras que la memoria RAM está presente en todos los equipos SEL-
2020, la memoria Flash es un elemento opcional
4.10 INDICADORES PANEL FRONTAL DE LOS RELES.
4.10.1 Indicadores del panel frontal relé SEL-321
El relé SEL-321 posee los siguientes indicadores (LED) con sus respectivas
condiciones de iluminación (o activación).
154
Tabla 4.2 SEL-321Condiciones de iluminación de los indicadores del relé 13
INDICADOR CONDICIONES DE ACTIVACIÓN
INST Incidente con disparo instantáneo
TIME Incidente con disparo temporizado
COMM Disparo con comunicaciones
SOFT Disparo en cierre sobre defecto
ZONE 1 Elemento de zona 1 ó nivel 1 activado
ZONA 2 Elemento de zona 2 o nivel 2 activado
ZONA 3 Elemento de zona 3 o nivel 3 activado
ZONE 4 Elemento de zona 4 o nivel 4 activado
EN Relé en servicio
FAULT TYPE A Fase A involucrada
FAULT TYPE B Fase B involucrada
FAULT TYPE C Fase C involucrada
FAULT TYPE G Tierra involucrada
FAULT TYPE Q Detección de secuencia inversa
OVERCURRENT 51 Elemento de sobreintensidad temporizada activada
OVERCURRENT 50 Elemento de sobreintesidad de nivel 1-4, ajuste alto o lógica
de protección tacón activados.
4.10.2 Indicadores del panel frontal del relé SEL-587
El relé SEL-587 posee los siguientes indicadores (LED) con sus respectivas
condiciones de iluminación (o activación).
13 Tabla obtenida del manual de operación SEL-321 proporcionada por CODENSA S.A
155
Tabla 4.3 SEL-587condiciones de iluminación de los indicadores del relé 14
INDICADOR CONDICIONES DE ACTIVACIÓN
EN Relé en servicio
TRIP 87 Elemento de sobreintensidad instantánea ó temporizada de
precisión activada cuando el relé dispara
TRIP 51 Elemento de sobrecorriente inversa temporizada activada cuando
el relé dispara.
TRIP 50 Elemento de sobreintensidad instantánea o temporizada de
precisión activada cuando el relé dispara.
FAULT TYPE A Fase A relacionada
FAULT TYPE B Fase B relacionada
FAULT TYPE C Fase C relacionada
4.10.3 Indicadores panel frontal del Relé SEL-251
El relé SEL-251 posee los siguientes indicadores (LED) con sus respectivas
condiciones de iluminación (o activación).
Tabla 4.4 SEL-251condiciones de iluminación de los indicadores del relé 15
INDICADOR CONDICIONES DE ACTIVACIÓN
INST No hay condición de sobreintensidad
FAULT TYPE A Corriente de fase A relacionada
FAULT TYPE B Corriente de fase B relacionada
FAULT TYPE Q Corriente de fase C relacionada
FAULT TYPE N Corriente de secuencia negativa relacionada
FAULT TYPE C Corriente residual relacionada
79 RS Estado de recierre del relé por reinicialización
79 LO Estado de recierre del relé por bloqueo.
14 Tabla obtenida del manual de operación del equipo SEL-587 proporcionada por CODENSA S.A15 Tabla obtenida del manual de operación del equipo SEL-251 proporcionada por CODENSA S.A
CAPITULO 5
MEJORAS PROPUESTAS PARA LA SUBESTACIÓN SALITRE
Una vez analizada la configuración de la subestación Salitre y estudiada
cada una de sus partes, nos centraremos ahora en las desventajas que
encontramos en ella y propondremos algunos cambios en los equipos
actuales, demostrando con datos reales las desventajas que presentan y el
cambio sugerido de estos equipos.
Al estudiar la subestación encontramos algunos elementos que, a criterio
personal, consideramos que bien sea por su funcionamiento o por su
misma construcción, están desactualizados e implican pérdidas para la
empresa.
5.1 CONFIGURACION DE LA SUBESTACIÓN
La configuración que presenta la subestación Salitre es la de barra
principal y transferencia convencional, tanto en 115 kV como en 57.5 kV.
Este esquema permite que a la subestación se le realice mantenimiento en
uno solo de los interruptores, ya sea en los módulos de línea o de
transformación, sin sacar el circuito de servicio.
Para realizar el mantenimiento preventivo a la barra principal a 115 kV,
ésta se debe desenergizar y por lo tanto, toda la subestación quedaría sin
157
servicio. Si se realiza el mantenimiento sobre la barra de 57.5 kV la
subestación solamente operaria con el barraje de 115/11.4 kV1.
Para calificar la configuración se deben analizar sus características de
flexibilidad, simplicidad de operación, confiabilidad y costo.
5.1.1 Flexibilidad
Es la disponibilidad de un esquema de poder configurarse en diferentes
formas de operación, sin perder continuidad de servicio y expandirse de un
esquema a otro sin originar trastornos en la instalación existente, para el
desarrollo futuro del sistema.
En lo que se refiere a esta característica la subestación Salitre, solo tiene
la capacidad de operar en forma normal o de operar sin problemas cuando
se le realiza mantenimiento a un solo interruptor, transfiriendo las
protecciones al interruptor del barraje de transferencia.
5.1.2 Simplicidad de operación
Se mide por la sencillez de diseño, lo que implica que entre menos
elementos se requieran, menos complejidad habrá en las maniobras y más
sencillo será el control y mayor la seguridad de la operación.
Para el esquema que estamos tratando, podemos afirmar que se
caracteriza por su sencillez, debido a la cantidad limitada de elementos
que intervienen en el; por módulo solo posee un interruptor y tres
seccionadores con cuchillas de puesta a tierra.
1 En el anexo E se encuentran los datos de placa de los transformadores de 115/11.4 kV.
158
Por otro lado lo podemos considerar como seguro por los enclavamientos
mecánicos y eléctricos que intervienen entre estos elementos y la alta
confiabilidad de los equipos.
5.1.3. Confiabilidad
La confiabilidad del esquema, es la continuidad de servicio en presencia de
fallas o de labores de mantenimiento de equipos y barrajes. Las fallas que
pueden ocurrir en una subestación con mayor frecuencia son; fallas en
líneas, fallas en interruptores y fallas en barrajes. En nuestro caso
podemos hacerle mantenimiento solo a un interruptor a la vez, mientras
que al barraje principal no se le pueden realizar trabajos de
mantenimiento sin interrumpir el servicio.
En cuanto a fallas en las líneas, entre el 70 y 85% de las fallas son
transitorias, es decir que al desconectar la línea desaparece el origen de la
falla. En este aspecto el esquema que estamos analizando tiene un buen
comportamiento.
5.1.4 Costo
Los costos están determinados por los costos de los elementos y su
mantenimiento.
Este esquema en lo que respecta a inversión en equipos, es bastante
económico, es solamente superado por las configuraciones de barraje
sencillo, barraje sencillo seccionado, doble barraje un interruptor.
En virtud del buen desempeño de la configuración de barra principal y
transferencia convencional de la subestación Salitre, que es utilizado en
buena parte de las subestaciones pertenecientes a CODENSA S.A,. no
159
vemos la necesidad de implementar otro, el cual acarrearía grandes costos
de inversión que no serian justificables a este nivel de tensión. Lo más
aconsejable seria adoptar la nueva tecnología propuesta en materia de
relés numéricos y la implementación del sistema de teleprotecciones,
correctamente coordinada para el sistema de 115 kV, esto con el fin de
hacerlo más confiable y disminuir el tiempo de respuesta de las
protecciones.
5.2 DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN
El sistema de descargadores de sobretensión existente en la subestación
para las líneas de 115 kV, 57.5 kV, y transformadores en el lado de alta, es
de óxido de zinc.
figura 5.1 Esquema de comportamiento de la onda en un descargador de
sobretensión2
2 Aguilar Mercado, Robinson, Protecciones Eléctricas Ed. Marcombo 1995
160
5.3 RELÉS DE PROTECCIÓN
En la subestación se utilizan relés electromecánicos que si bien tienen un
mantenimiento fácil se debe considerar el tiempo que llevan allí instalados
y el sinnúmero de mantenimientos a que han sido sometidos, pero no es
solo sobre la base de su mantenimiento que se optó por el cambio de este
equipo; La necesidad de implementar un sistema de teleprotecciónes para
cumplir con las disposiciones de la Comisión de Regulación de Energía y
Gas CREG como es la resolución número 25 de 1995, la cual fija que todas
las fallas en las líneas de 115 kV, en Colombia sean despejadas en un
tiempo inferior a 120 milisegundos. Para cumplir con este requisito es
necesario adecuar las protecciones principales de las líneas.
Los relés de protecciones modernos cuentan con puertos de
comunicaciones que les permiten actuar tanto en forma local como
remota, además poseen varios contactos auxiliares para facilitar su
interacción con los demás elementos de la subestación.
En primer lugar se sugiere el cambio de los relés de distancia SLY 81
marca General Electric, que sirven de protección principal en las líneas de
115 kV: Colegio, El Sol, Fontibón, Morato, La paz y Calle 67, en los cuales
se presentan daños de funcionamiento de su tarjeta principal, la cual tiene
que ser reemplazada frecuentemente, sin que aun los encargados del
mantenimiento hayan encontrado el origen del problema, este relé se
puede reemplazar por el relé SEL 321.
5.3.1 Descripción del equipo SLY 81 ó relé de distancia
El relé tipo SLY81 es un relé trifásico de distancia de fases para zona 1 y 2
se encuentra disponible para dos rangos de ajustes:
161
• 0.1 á 4.0 Ω
• 0.75 á 3.0 Ω
Tiene una fuente de poder de 48 Vdc ó de 125 V c.c. La característica MHO
en el SLY 81 se obtiene de convertir las corrientes del relé en unas señales
de voltaje (IZ) combinando estas señales provenientes de la línea de voltaje
(V), y midiendo el ángulo entre ellos con las combinaciones apropiadas, se
obtienen las características deseadas.
Las corrientes son convertidas en señales (IZ) por medio de los
transductores (XA, XB, XC), que son reactores con vacíos de aire y con
arrollamiento secundario. El transductor esta conectado en el primario y
provisto de un TAP seleccionador de 0.1, 0.2 ó 0.4 ohmios para la
distancia corta ó 1.5, y 3 ohmios para la distancia más larga.
162
5.3.1.1 Tiempo de operación
El tiempo de operación es una función de la longitud de la línea a
proteger, de la impedancia y de la localización de la falla, la figura 5.2
muestra el rango de operación para zona 1 del relé.
FIGURA 5.2 Rango de operación para la zona 1 del SLY813
La figura 5.3 muestra el rango de operación para el mismo relé pero
cuando está calibrado para la segunda zona de protección.
3 Gráfica obtenida del manual de operación del relé SLY 81 facilitada por CODENSA S.A
163
Figura 5.3 Rango de operación para la zona 2 del SL Y814
5.3.1.2 Aspectos generales del relé SLY 81
El Relé tipo SLY 81 esta diseñado para operación continua en ambientes
con temperaturas que se encuentre entre -20° y 55° de acuerdo a la norma
ANSI C37.90 en consecuencia este relé no trabajará en forma eficiente en
temperaturas superiores a 65° centígrados. Los circuitos de corriente son
ajustados para 10 amperios rms continuos además tiene un segundo
ajuste de 250 amperios rms.
Estos relés están disponibles con cualquiera de los rangos cortos o largos
de acuerdo con la siguiente tabla
4 Figura obtenida del manual de operación del relé SLY 81 facilitado por CODENSA S.A
164
Tabla 5.1 Rango de impedancias para relés SLY 81 para impedancias cortas o largas5
TIPO ZR16
TAP DE DISTANCIA BASE IN
SECUENCIA POSITIVA (OHM)
ZR 7RANGO DE IMPEDANCIA EN
SECUENCIA POSITIVA(OHM)
CORTA 0.1
0.2
0.4
0.1 A 1.0
0.2 A 2.0
0.4 A 4.0
LARGA 0.75
1.5
3.0
0.75 A 7.5
1.5 A 15
3 A 30
5.3.1.2.1 Ajuste de la primera zona del relé.
La primera zona del relé se puede ajustar hasta en un 90% de la
impedancia de la línea, para ángulos de secuencia positiva que estén por
encima de 75° y se puede ajustar en un 85% de impedancia de la línea,
para ángulos de secuencia positiva por encima de 70°8. Para líneas con
ángulos menores a 70° es necesario recurrir al proveedor de los equipos.
Por lo tanto, se aplica la siguiente fórmula para hallar ZR9
( ) mariaLineapedanciaPineapedanciaLiZR Im*Im=
Selección de ZR1 (tap base de distancia). El tap más alto podrá ser
seleccionado si este es menor que ZR, en este caso el tap de 3 Ohm será el
adecuado para distancia larga (o zona 2) del relé.
5 obtenida del manual de operación del relé SLY 816 taps de distancia base en secuencia positiva medida en ohm7 distancia del relé en ohm8 Datos suministrados por el manual del fabricante.9 donde ZR distancia del relé en ohms.
165
Restricción de ajustes (10 % a 100 %). La restricción de ajuste se obtiene
de la siguiente formula:
5.3.1.2.2 Ajuste de la segunda zona del relé
La segunda zona del relé tiene el mismo cálculo que la primera zona pero
difieren en la distancia requerida. Además, se asume que la segunda zona
es un esquema de comparación direccional y que tiene un porcentaje
establecido de 125%:
( )%1001
×=ZR
ZRT
( )%1001
×=ZR
ZRT
166
5.3.2 Relé diferencial para transformador tipo12 BDD 16
Figura 5.4 Vista frontal y posterior de un relé Diferencial tipo BDD10
El relé diferencial tipo BDD es un relé diferencial para transformadores,
provisto de una unidad de restricción de armónicos. La restricción de
porcentaje permite suplir una discriminación o diferencias entre las fallas
internas y externas producidas por corrientes altas.
Cada Relé tipo BDD es una unidad para fase simple. El tipo BDD16 está
designado para ser usado para protección de transformadores de potencia
y tiene dos circuitos de restricción de corriente y un circuito diferencial de
corriente.
El porcentaje de corriente de un transformador y los taps de un relé
pueden ser seleccionados (ajustados), evitando así una sobrecarga en el
10 Figura obtenida del manual de ajuste del relé Diferencial Facilitado por CODENSA S.A
167
relé o en la corriente del transformador, o la posibilidad de perdida de
operación, a continuación se mencionan los criterios a la hora de utilizar el
relé tipo BDD:
• La corriente del CT no deberá exceder el rango térmico
establecido del arrollamiento secundario.
• La relación correspondiente al máximo kVA no deberá exceder en
más de dos veces el valor del TAP, ó el rango térmico del relé.
Características de porcentaje diferencial
Las características de porcentaje diferencial son provistas por unos
circuitos de restricción de corriente. Para la operación del circuito, cuando
el relé diferencial esta siendo energizado por la corriente de línea del
transformador, el relé esta equipado con un circuito de restauración que
es indirectamente energizado por las corrientes auxiliares del
transformador. Para que el relé opere la corriente secundaria del
transformador debe estar desbalanceada con un porcentaje mínimo
determinado por la curva de ajuste del relé.
168
Figura 5.5 Curva característica del ajuste del relé BDD11
Esta característica es necesaria para prevenir una falsa operación en
circulación de corrientes de falla, una alta saturación de corrientes del
transformador en el núcleo de este producirán cambios en los ajustes, con
el resultado que las corrientes que llegan al secundario son
desbalanceadas. El porcentaje de restricción es también requerido para
prevenir operaciones de corrientes desbalanceadas causadas por
imperfecciones de la máquina.
Se optó por el cambio de este relé dado que se presentó el daño de uno de
los módulos de transformación de 115/11.4 kV, debido a un desajuste en
la calibración del relé, si bien es cierto que el mantenimiento de este
equipo es relativamente fácil y básicamente consta de:
• Limpieza de los contactos: Para limpiar los contactos aunque el
fabricante recomienda utilizar una pieza de metal con una
terminación rugosa que facilite esta limpieza, actualmente se
11 Figura obtenida del manual de operación del relé Facilitado por CODENSA S.A
169
utiliza una lija suave para llevar a cabo esta operación. Pero una
de las desventajas de este procedimiento es sin duda alguna que
al usar un papel lija se pueden levantar partículas que con el
tiempo causan una corrosión en el material del relé, y por
consiguiente se va deteriorando el contacto de la superficie de los
contactos.
• Inspección visual: Esta consiste en la revisión periódica de los
equipos y consiste en bajar el equipo y revisar que no haya
ningún tipo de daño visual.
La utilización de estos equipos dentro de la empresa data de
aproximadamente 40 años, y si tenemos en cuenta la gran cantidad de
mantenimientos a que han sido sometidos y tomando como referencia el
daño de uno de los bancos de transformación ocasionado aparentemente
por una falla en estos relés (no se llevo acabo el análisis de las corrientes
del transformador), y ante la imposibilidad de estos equipos de tener un
puerto de comunicación para verificar su correcto funcionamiento desde el
centro de control hace más que necesario contar con un equipo que tenga
en el menor tiempo posible asistencia técnica ante fallas y que estas sean
detectadas en el menor tiempo posible.
Consideramos necesario el cambio de estos relés diferenciales tipo BDD16
por los equipos SEL 587 basándonos en las características de estos
últimos, los cuales cuentan con puerto de comunicación que permiten el
constante monitoreo de sus funciones, poseen una memoria que permite
visualizar en forma gráfica y fasorial las últimas fallas del equipo y de esta
forma prevenir futuras fallas en el equipo, se cuenta también con un
Software encargado de reprogramar el equipo sin necesidad de
desmontarlo del tablero, programación que será tarea exclusivamente de
los ingenieros del departamento de protecciones.
170
5.3.3 Inversión económica de los relés propuestos
La parte de la inversión económica juega un papel muy importante a la
hora de determinar la posible viabilidad para la utilización de los equipos
SEL, es así como se deben determinar los costos reales si se quisiera
realizar el cambio de equipos propuestos por el trabajo.
5.3.3.1 Inversión
Se hace énfasis a los costos de los diferentes equipos incluyendo la mano
de obra para su instalación.
Tabla 5.2 Inversión fija
CONCEPTO UNIDADES VALOR UNIDAD
U$
TOTAL
U$
Relé SEL-321 para la protección de
líneas
6 U$11.000,00 U$66.000,00
Relé SEL- 587 Protección de los
transformadores
U$11.000,00 U$66.000,00
Procesador de comunicaciones SEL2020 1 U$12000,00 U$12.000,00
Inversión de capital de trabajo
Tabla 5.3 Inversión capital de trabajo12
CONCEPTO UNIDADES VALOR POR UNIDAD
U$
TOTAL
U$
Instalación por relé SEL-
321
6 U$2.500,00 U$15.000,00
Instalación por relé SEL-
587
6 U$2.500,00 U$15.000,00
Instalación SEL-2020 1 U$5.000,00
12 Datos proporcionados por CODENSA S.A
171
Inversión total
En el siguiente cuadro se puede observar la inversión total que se necesita
para llevar a cabo el reemplazo de los equipos actuales por los SEL.
El valor de los costos puede verse afectado por la disponibilidad o no del
diseño de las protecciones en la subestación o variaciones en las
especificaciones de los equipos.
Tabla 5.4 Inversión total
CONCEPTO TIEMPO DE ENTREGA TOTAL U$
Inversión fija 1 semana U$144.000,00
Inversión de capital de trabajo 11 semanas U$27.500,00
Inversión total 12 semanas U$138.500,00
5.3.4 Recomendaciones
Al realizar el anterior estudio se pudo comprobar que los equipos con
tecnología de microprocesadores permiten integrar sistemas con varias
funciones de automatización y adquisición de datos, obteniendo beneficios
a costos mínimos.
Dentro de los beneficios observados encontramos:
• Por medio de estos equipos (SEL) es posible verificar la correcta
operación de todos los sistemas de la subestación.
• Con estos equipos se puede tener acceso a información de eventos
presentados tiempo atrás, es decir que se cuenta con la posibilidad de
llevar a cabo un análisis del sistema en el momento que sea necesario
(ver anexo G).
172
• Se reduce en gran parte el cableado entre paneles del sistema de
control y el número de elementos instalados en campo y en el edificio
de control local, ya que se tienen sistemas de protección y medición
integrados13.
• Una de las ventajas que presentan los equipos SEL, es el poco espacio
que ocupan dentro de los tableros, y para su instalación en la
subestación Salitre, no será necesario recurrir a tableros nuevos como
se muestra en el anexo F.
• Con estos equipos se logra una interacción de diferentes equipos
(marcas, modelos) permitiendo la utilización de gran variedad de
equipos y la reutilización de equipos previamente instalados
.
• Se logra establecer una red de computadores que integra
funcionalmente todas las subestaciones interconectadas, logrando
reunir información para la toma de decisiones en tiempo breve.
• También se confirma como todas las funciones desarrolladas por los
relés electromecánicos pueden ser desarrollados por los relés digitales
con mejores características entre ellas se encuentran mayor precisión,
rapidez, flexibilidad, y debido a la eliminación de elementos mecánicos
los cuales producen en la protección desgastes innecesarios, no tienen
necesidad de mantenimiento y en la mayoría de los casos grandes
ventajas económicas.
13 En el anexo F se aprecia la instalación de los equipos SEL, y su distribución dentro de las celdas.
173
• Sin embargo seria recomendable que los procesadores de
comunicaciones SEL-2020 contaran con memoria Flash capaz de
almacenar mucha más información de incidencias, sin importar el
tiempo exacto de la falla, o el tiempo en que haya ocurrido
5.4 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
En lo que se refiere a transformadores de corriente, se presenta en las
líneas de 115 kV: San Facon, Fontibon, Colegio, Morato y El Sol una
inadecuada utilización de estos instrumentos, donde a un solo núcleo del
transformador de dos núcleos se le conectan instrumentos de protección
(relé de distancia, relé de sobrecorriente direccional tanto principal como
de respaldo, relé de sobrecorriente), y simultáneamente los instrumentos
de medida de la línea (tres amperímetros, watimetros, varimetros).
Técnicamente esta configuración no es correcta, debido a que un núcleo
diseñando para medida, tiene un nivel de saturación diferente al de un
núcleo diseñando para protección. Esta situación puede provocar que
cuando el núcleo de medida se sature, la protección no actúe en forma
correcta, además todas las protecciones tanto principales como de
respaldo de la línea, dependen exclusivamente de este único núcleo
La línea Calle 67 cuenta con CT’s de cuatro núcleos (ver figura), los cuales
se encuentran correctamente seleccionados y diferenciados para servir
tanto a los propósitos de medida como de protección de la línea.
De acuerdo con lo anterior, sugerimos el cambio de los CT’s de dos núcleos
correspondientes a las líneas antes mencionadas, por una configuración
igual a la de la línea Calle 67. En total serian quince transformadores que
se deberían reemplazar.
174
Figura 5.6 Esquema de protección de la línea de 115 kV Calle 67
175
5.5 MALLA DE PUESTA A TIERRA
La malla de la subestación Salitre, según la información recolectada fue
modificada en el año de 1963 para agregarle el tercer modulo de
transformación (ver anexo C), en ese momento la corriente de falla era
apenas de algo mas de 14 kA, desde entonces el sistema ha venido
creciendo y por ende la corriente de falla, la cual hoy se ubica en casi
22kA, teniendo en cuenta que generalmente se diseña la puesta a tierra
con una proyección de 15 años y sumado a la degradación que puede
haber sufrido la malla por acción de las ondas de choque producidas por
las fallas y por los efectos químicos del suelo, realizamos un rediseño a la
malla en el capitulo 3 de este trabajo.
Para proteger los equipos sensibles (computadores, relés numéricos,
equipos de comunicación, etc.) recomendamos instalar una bobina de
choque para interconectar la tierra de la subestacion con la de la sala de
control.
La bobina de choque14 cumpliría con los siguientes objetivos:
• Reducir la interferencia en equipos sensibles de ondas de alta
frecuencia originadas por rayos, contactores, motores y redes de
energía.
• Mantener la equipotencialidad entre sistemas de puesta a tierra en
el funcionamiento normal,
• Aislar los sistemas de puesta a tierra en caso de falla, protegiendo
especialmente los equipos sensibles.
La bobina de choque presenta baja resistencia, casi cero en servicio
normal, y presenta alta impedancia X = 2ΠfL ante ondas de choque o
14 Información suministrado por el Ingeniero Fabio Casas Ospina ( Segelectra)
176
impulsos de alta frecuencia que se presentan el los sistemas de puesta a
tierra.
Las ubicaciones recomendadas son;
• Entre las tierras de los descargadores de sobretensión de
subestación
• Entre las tierras de subestación y equipo sensible.
• Entre las tierras de los descargadores de sobretensión y equipos
sensibles.
• Junto a descargadores de sobretensión.
Se deben montar sobre aisladores que garanticen su protección contra la
humedad, el calor excesivo y los golpes. Las soldaduras deben ser con
soldadura exotérmica o conectores que cumplan la norma IEEE 83715.
5.6 PROTECCIÓN DE CIRCUITOS DE 11.4 kV
El sistema de protección de los circuitos de distribución ha presentado un
funcionamiento eficiente en el momento de despejar las fallas, estas se han
presentado en los circuitos de distribución propiamente dichos, los cuales
aun no se encuentran en un optimo estado de mantenimiento. Esto unido
a la gran sensibilidad de los relés electrónicos acarrearía un aumento en
las interrupciones en el servicio de energía a los usuarios y perdidas para
la empresa
Debido a esto no recomendamos la implementación de la nueva tecnología
en esta parte de la subestación, hasta tanto no se tengan unos circuitos de
distribución óptimos.
15 Norma IEEE referente a soldaduras y conexiones para diseño de malla de puesta a tierra.
177
5.7 TABLEROS
Una de las ventajas que presentan los equipos SEL, es el poco espacio que
ocupan dentro de los tableros y para su instalación en la subestación
Salitre, no será necesario recurrir a tableros nuevos como se muestra en el
anexo F, estos se pueden instalar en los tableros existentes, pudiéndose
conectar en paralelo con los equipos electromecánicos y manejando de esta
forma las mismas señales.
CAPITULO 6
CONCLUSIONES
• Una de las dificultades que se han observado en el sistema de
protecciones de la empresa es que no dispone de una definición precisa,
unica y escrita de los criterios que se deben utilizar para la selección y
ajuste de las protecciones, que sean fruto de un estudio detallado, no
solo de una subestación sino de la coordinación de protecciones de todo
el sistema de 115 kV. El resultado es la no utilizacion de criterios
unificados de modo que obtener una coordinacion adecuada ha sido
dificil de lograr.
• La implementacion del sistema de teleprotección correctamente
coordinado para el sistema de 115 kV, seria la medida más adecuada a
implementar, con el fin de hacerlo más confiable y disminuir el tiempo
de respuesta de las protecciones.
• La utilización de los equipos electromagnéticos de protección dentro de
la empresa en muchos casos, supera los cuarenta años y ante la
imposibilidad de estos equipos de contar con un puerto de
comunicaciones para verificar su correcto funcionamiento no es posible
poner en marcha el sistema de teleprotección en la empresa.
• Generalmente se diseña una malla de puesta a tierra con una
proyección a 15 años; teniendo en cuenta el crecimiento o ampliación
del sistema eléctrico y la degradación que puede afectarla, bien sea por
179
ondas de choque producidas por las fallas ó por los efectos químicos del
suelo, y si se le suma a ésto que fabricantes de equipos sensibles
recomiendan tierras correctamente diseñadas para evitar que a dichos
equipos les lleguen perturbaciones provenientes del sistema, se hace
necesario su adecuación y la programación de mediciones de su
resistencia en intervalos de tiempo no superiores a seis meses para un
correcto mantenimiento.
• En virtud del buen desempeno de la configuración de barra principal y
de transferencia convencional de la subestación Salitre, utilizado en la
mayoria de las subestaciones petenecientes a CODENSA, no vemos la
necesidad de implementar otro, pues acarrearia grandes costos de
inversión que no serian justificables a este nivel de tensión.
• Basandose en las características de los equipos SEL, como son su
puerto de comunicación que permite el constante monitoreo de sus
funciones, la memoria que facilita obtener un informe detallado de los
eventos del sistema (bien sea en forma de reporte, gráfico o
fasorialmente), asi como el software que permite reprogramarlo sin
necesidad de ser desmontado del tablero, podemos afirmar que el
sistema integrado de medida, control y protección asegurará una mayor
eficiencia y seguridad comparado con el actual.
• Los relés SEL han sido instalados en subestaciones de la empresa
donde han demostrado un buen desempeño; ésto sumado al costo
inferior frente a otras marcas reconocidas en el campo eléctrico como
ABB, SIEMMENS, WESTING HOUSE etc, lo ubican como la opción más
favorable para reemplazar los relés electromecánicos.
180
• Los relés modernos pueden actuar tanto en forma local como remota,
además poseen varios contactos auxiliares para facilitar su interacción
con los demás elementos de la subestación.
• Tecnicamente no es correcto el uso de un solo núcleo de un CT o PT
para realizar funciones de medida y protección simultaneamente, pero
este fenomeno se aprecia en la subestación y puede no ser el único
caso.
• La instalacion de relés electrónicos hace necesaria la adecuación del
sistema de puesta a tierra y la instalación de equipos adicionales que
les eviten daños y perturbaciones( bobinas de choque).
• Los reles “SEL”, se presentan como la opción más favorable para
reemplazar los reles electromagnéticos debido a :
1. su menor costo frente a otras marcas.
2. han sido instalados por parte de la empresa en la subestación
Bolivia y presentan un buen desempeño.
3. los nuevos relés son compatibles con los ya instalados.
• Este trabajo es la base para futuros estudios que tengan como fin
realizar modificaciones en campos como, refuerzo de los diferentes
sistemas de puesta a tierra de cualquier otra subestación de la
empresa , actualización de equipos de protección y cambios en los
instrumentos de medida y control.
181
• Los levantamientos, asi como mediciones efectuados en terreno y la
utilización de nuevas herramientas, nos dieron la oportunidad de
complementar los conocimientos teóricos adquiridos.
182
BIBLIOGRAFIA
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CODENSA S.A Plan director de sistemas técnicos. Bogotá D.Coctubre de 1998.
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por descargas atmosféricas en transformadores de
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