Análisis perturbaciones habilitación ccrep nov2011

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1
Análisis de Perturbaciones
Coordinación de Protecciones
Ing. Javier Vilcas
Ing. Hans Alayo
Noviembre del 2011

Contenido
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1. Introducción
2. Importancia del análisis de la perturbación
3. Recursos para análisis de la perturbaciones
4. Anomalías que afectan la operación
5. Normatividad para análisis de perturbaciones.
6. Metodología para Análisis de Perturbaciones
7. Caso Práctico.

INTRODUCCIÓN

4
Estructura - Gerencia de Operación y Mantenimiento
DPTO. DE OPERACIÓN
DEL SISTEMA
Santiago León
GERENCIA DE OPERACIÓN
Y MANTENIMIENTO
Alberto Muñante
DPTO. DE GESTÍON DE
MANTENIMIENTO
Hugo Acosta
DEPARTAMENTOS DE
TRANSMISÓN (4)
NORTE: Carlos Ruiz
CENTRO: José Izaguirre
ESTE: Alberto Tamariz
SUR: Huber Berrios
COORDINACIÓN DE
EVALUACIÓN
Carlos Aramburú
COORDINACIÓN DE
PLANEACIÓN
Rosa Campana
COORDINACIÓN DE
LLTT
Mario Aliaga
COORDINACIÓN DE
PATIO DE LLAVES
José parra
COORDINACIÓN DE
SPAT
Jorge Ywasaki
COORDINACIÓN DE
DESARROLLO
Oscar Casanova
COORDINACIÓN DE
PROTECCIÓN
Javier Vilcas
COORDINACIÓN DE
ESTUDIOS
Samuel Portilla
COORDINACIÓN DE
PROGRAMACIÓN
Daniel Madrid
COORDINACIÓN DE
LLTT
COORDINACIÓN DE
SUBESTACIONES
COORDINACIÓN DE
PATIO DE LLAVES
COORDINACIÓN DE OPERACIÓN
EN TIEMPO REAL
Jorge Lafitte (e)
COORDINACIÓN DE
SPAT
COORDINACIÓN
ADMINISTRATIVA

5
5
Introducción
Estados Operativos del Sistema
ESTADO RESTAURATIVO
• Cumple límites operativos
• Cumple límites de diseño
• Pérdida de carga no lineal
ESTADO DE ALERTA
• Criterios de seguridad en el margen
• Límites operativos en zona de alerta
• Sin pérdida de carga o solo radial
ESTADO DE EMERGENCIA
• No cumple criterios de seguridad
• Violación de límites operativos
• Violación de límites de diseño
• Pérdida de carga
ESTADO NORMAL
• Cumple criterios de seguridad
• Cumple límites operativos
• Sin pérdida de carga
Evento
Evento/
Perturbación
Adición de carga
y generación.
Resincronización
Control
correctivo
Perturbación
Control
preventivo
Control
correctivo

SEGURIDAD
Tener baja probabilidad que
exista discontinuidad del
servicio eléctrico
CALIDAD
Perfil aceptable de la tensión
y frecuencia de la potencia
eléctrica suministrada
ECONOMÍA
Minimizar los costos de
operación del Sistema
La operación de los sistemas eléctricos se puede caracterizar por tres objetivos
interdependientes:
Introducción
Objetivos de la Operación del Sistemas de Transmisión

•El equipo está disponible para su
operación sin restricciones y no
tiene ningún cuestionamiento
ESTADO DISPONIBLE
•El equipo está disponible para su
operación
•Pero está cuestionado o limitado en
su capacidad
ESTADO CUESTIONADO
•El equipo está indisponible para su
operación.
ESTADO DE EMERGENCIA
•El equipo es intervenido para
levantar sus cuestionamientos
•Está indisponible para su
operación.
ESTADO DE REPARACIÓN
Control
Preventivo
Control
Correctivo
Evento
Perturbación
Evento /
Perturbaci ón
Resincronización
Adición de Carga
y Generación
Control
Correctivo
Introducción
Estado de los Equipos del Sistemas de Transmisión

CONFIABILIDAD
Tener alta probabilidad que
funcione en forma correcta
un equipo del sistema (que
no falle intempestivamente).
DISPONIBILIDAD
Tiempo en que los equipos del sistema
están a disposición para su operación
COSTOS
Minimizar los costos de
mantenimiento del Sistema
El mantenimiento de los equipos de los sistemas eléctricos se puede caracterizar
por los siguientes cuatro objetivos:
Introducción
Objetivos del Mantenimiento de los Equipos del Sistemas
de Transmisión
MANTENIBILIDAD
Que es fácil efectuar el
mantenimiento de un
equipo del sistema.
SEGURIDAD Y SALUD
Controlar riesgos de afectación de
la seguridad y salud en el trabajo
MEDIO AMBIENTE
Controlar los riesgos de
afectación del medio ambiente

Introducción
Objetivo del Análisis de la Perturbación
Determinar el desempaño
del Sistema de Potencia y
sus Sistemas de Protección,
control y telecomunicaciones.
Determinar las anomalías y
recomendaciones producidas
y gestionar la acción
correctiva.

IMPORTANCIA DEL ANÁLISIS DE PERTURBACIÓN

• Los mayores apagones en el país se
originaron por fallas en los sistemas de
transmisión, causadas por fenómenos
naturales, medios ambientales, fallas de
equipos, acciones de terceros y errores
humanos.
• Esta misma tendencia se observa a nivel
mundial: apagones en EEUU, Italia,
Inglaterra, Suecia y Colombia.
• Si bien los apagones de gran magnitud se
originan en fallas en la transmisión, la causa
raíz de éstos se ubican en insuficiencias del
sistema para soportar la desconexión de una
instalación de transmisión. En su mayoría, los
apagones se producen por inestabilidades
angulares o colapsos de tensión del sistema.
• Las desconexiones de generación originan
rechazos aislados de carga o racionamiento.
Apagón de New York del 14 de
agosto de 2003
Importancia del Análisis de Perturbación
Por qué hacer el Análisis de Perturbaciones?
SISTEMA ELÉCTRICO CORTO-CIRCUITO
Generación 6%
Subestaciones 5%
Líneas de transmisión 89%
Fuente: Curto-Circuito Geraldo Kinderman

TIPOS DE
CORTO-CICUITOS
% DE
OCURRENCIAS
3Ø 06 %
2Ø 15 %
2Ø – Tierra 16 %
1Ø – Tierra 63 %
Fuente: Curto-Circuito, Geraldo Kinderman
SISTEMA DE PROTECCIÓN
Equipos Tasa de falla
Interruptor 47.16 %
TC y TP 0.47 %
Relé 4.74 %
Batería 47.16 %
Circuito 0.47 %
Fuente: Protección de SEP, Geraldo Kinderman
TIPO DESCRIPCIÓN
I Fenómenos Naturales
IA Descargas Atmosféricas
II Condiciones Ambientales
III Equipos, Materiales
IV Error Humano
V Terceros
VI Otras Causas
Fuente: CIER
Tipos de Fallas

 Toda carga que realiza trabajo o produce calor consume potencia activa.
 En cada instante, la energía consumida está siendo generada en algún lugar del
sistema. El sistema de potencia no almacena energía.
Potencia Generada = Potencia Consumida + Pérdidas (G, T, D)
 La actuación de los reguladores de velocidad de las máquinas y/o esquemas
especiales de rechazo de carga o generación restablecen la fn.
Toda variación de carga (MW) en el sistema, está estrechamente ligada
con la frecuencia del sistema
Consideraciones - Carga y Frecuencia
13
Generación
Transmisión Distribución
Potencia
Activa
G1
G3
Gn
fn

 Los equipos de compensación reactiva se instalan para aportar o absorber potencia
reactiva de acuerdo con las necesidades del sistema.
Consideraciones - Tensión y Potencia Reactiva
Potencia
Reactiva
Vn
Toda variación de potencia reactiva (Mvar) en el sistema, generada o
consumida, está estrechamente ligada con la tensión del sistema

Consideraciones – Estabilidad en los Sistemas de Potencia
Estabilidad de Sistemas de Potencia
Consideraciones de
Clasificación
Naturaleza Física/
Parámetro Principal
del Sistema
Tamaño del
Disturbio
Duración
Corta
Duración
Estabilidad
Angular
Estabilidad de
Tensión
Estabilidad
de Pequeña
Señal
Estabilidad
Transitoria
Estabilidad de
Tensión ante
Gran Disturbio
Estabilidad de
Tensión ante
Pequeño Disturbio
Estabilidad de
Frecuencia
–Capacidad de mantenerse en equilibrio operativo después de una perturbación
–Depende de la naturaleza del evento y de las condiciones iniciales.
– Capacidad de mantener el sincronismo.
– balance de torques electromagnético y
mecánico de la máquina síncrona
– Capacidad de mantener la
frecuencia en un rango nominal.
– Balance carga/ generación
– Capacidad de mantener las tensiones
– Balance potencia reactiva
– Equilibrio del control de tensión
Corta
Duración
Larga
Duración
Corta
Duración
Larga
Duración

 La estabilidad es la capacidad de un sistema de potencia de; dada cierta condición
inicial de operación, lograr un estado normal de equilibrio luego de la ocurrencia de
una perturbación.
 La estabilidad del sistema depende de:
a. La naturaleza del disturbio
b. La Magnitud del disturbio
c. Las condiciones iniciales de operación.
~ ~
X12
1
1 δ
V 
P
Q
2
2 δ
V 
senΨ
X
V
V
P
12
2
1

12
2
1
2
1
X
cosΨ
V
V
-
V
Q 
1
V  2
V
2 LT en servicio
1 LT en servicio
G G
Carga
Línea 1
Línea 2

 Estabilidad de tensión: relacionada con la capacidad de un SEP de mantener
estable la tensión en todas sus barras en estado estacionario y luego de una
perturbación.
El colapso de tensión es el resultado posible de una condición de inestabilidad de
tensión.
El sistema puede perder estabilidad en caso de una contingencia.
100%
Punto de
Inestabilidad
de Tensión
V
Potencia Transferida (MW)
Colapso de Tensión
Cambio Lento
Cambio Rápido
Estable
Inestable
100%
V
Estable
Inestable
Sistema con
Contingencia
Sistema sin
Contingencia

 Relé de protección (R)
 Interruptor de potencia (IN)
 Transformadores de TT y TC
 Equipo de teleprotección (ET)
 Sistema de Control (SC)
 Panel de alarma (PA)
 GPS
 Servicios auxiliares (SSAA)
 Conexiones entre ellas (C)
IN TC
TT
GPS
PA
SSAA
SC
ET
R
Importancia del Análisis de Fallas
Consideraciones – Sistemas de Protección

Causas de las
operaciones
Incorrectas
Consideraciones – Sistemas de Protección
 Seguridad: Capacidad del relé de evitar operaciones indeseadas
(no operar cuando no se requiere su operación)
 Confiabilidad: Capacidad del relé operar correctamente
(operar cuando se requiere su operación)

Protección de línea:
 Distancia 21,
 Sobrecorriente direccional – 67/67N
 Diferencial de línea – 87L
PL1 y PL2 redundante
 Func. principales: 21, 67N, 87L, 79, 25, 68
 Func. adicionales: SOFT, Falla fusible,WEI
Oscilografía, Localizador de falla.
Relé Distancia
• Onda Portadora
• Fibra óptica
• Microondas
• Enlace satelital
Consideraciones – Sistemas de Protección LT
tz1=0 ms
tz2=400ms
tz3=800ms
tz4=1500ms

Diferencial Direccional

Protecciones Eléctricas:
Diferencial 87
Sobrecorriente 51/51N
Sobrecorriente direccional (67/67N)
PT1 y PT2 redundantes
Func. principales: 87, 67/67N, 51/51N
Func. adicionales: 27, 59, 25, Oscilografías
Consideraciones – Sistemas de Protección Transformadores

Diferencial

Sobrecorriente

Diferencial
PB1 distribuida de baja impedancia
 Func. principales: 87B y 50BF
 Func. adicionales: Oscilografías
Protección Diferencial de barras:
 Distribuida y Concentrada
 Baja Impedancia y alta impedancia
Consideraciones – Sistemas de Protección Barras

Diferencial
1.3 x Imax_bahía ≤ Id ≤ 0.8 x Icc_mínima
I1 I2 In
I1 I2
In
Satura
Consideraciones – Sistemas de Protección Barras

Protección Banco PB2:
 Desbalance de corriente neutro
 Protección de Sobrevoltaje de Picos Repetitivos
 Protección de Sobrecorriente Térmica
 Protección de Desbalance de Línea a Frecuencia Fundamental
 Protección de Falla a Tierra a Frecuencia Fundamental
 Protección Sobrecorriente y Sobrevoltaje a Frecuencia Fundamental
 Protección de Sobrecorriente RMS
 Protección de Baja Corriente a Frecuencia Fundamental
Protección Banco PB1:
 Sobrecorriente
 Sobre y mínima tensión
 Falla interruptor
PB1
PB2
Consideraciones – Sistemas de Protección Bancos de Cond.

Protección de Sobrecorriente:
 Sobrecorriente de fases y tierra (50/51,50N/51N).
 Recierre automático.
 Oscilografías
Consideraciones – Sistemas de Protección Radiales

Protección de Sobrecorriente:
 Sobrecorriente de fases (50/51)
 Sobrec. direccional a tierra sensible 67Ne.
 Tensión homopolar 59N
 Recierre automático
 Oscilografías
Consideraciones – Sistemas de Protección Radiales (delta)
Protección de Radial
 Sobrecorriente de fases y tierra (50/51).
 Tensión homopolar 59N
 Recierre automático.
 Oscilografías

RECURSOS PARA ANÁLISIS DE LA PERTURBACIÓN

Recursos para el Análisis de Perturbaciones
Recursos Humanos
U = I * Z + IN * ZN + IN * Rf
Destrezas y habilidades (SABER HACER)
• Toma de decisiones
• Estudios de operación de SEP
• Utilización de SW de sistemas eléctricos
• Estudios de Coordinamiento de
Protecciones
Actitudes (SER):
• Orientación a resultados
• Construcción de redes colaborativas
• Mejoramiento continúo.
• Proactivo.
• Analítico
Conocimientos (SABER):
• Ingeniero Electricista
• Sistemas eléctricos de potencia
• Operación de Sistemas Eléctricos
• Protección de Sistemas Eléctricos
• Alta Tensión
• Inglés
U = I * Z + IN * ZN + IN * Rf
U = I * Z + IN * ZN + IN * Rf
U = I * Z + IN * ZN + IN * Rf
U = I * Z + IN * ZN + IN * Rf
Especialistas
de la empresa
y del Grupo
Empresarial
Especialistas de
Proveedores de
equipos y protecciones
Consultores
Especialistas
de otras
empresas

35
NIVEL
3
SUPERVISION Y CONTROL REMOTO
CENTRO DE CONTROL
NIVEL
2
SISTEMA DE SUPERVISION Y CONTROL
DESDE LA SALA DE CONTROL DE LA
SUPERVISON
NIVEL
1
UNIDAD DE CONTROL DE BAHIA O
TABLERO DE MANDO LOCAL
NIVEL
0
MANIOBRAS EN EL PATIO DE LLAVES
TABLERO DE MANDO DEL EQUIPO
Equipos del Sistema
de Potencia
Recursos Tecnológicos - Centro de Control

CC - DISTRIBUIDOR
CC - GENERADOR
ORGANIZACION DE LA OPERACIÓN NACIONAL
CC - TRANSMISOR
CLIENTES LIBRES
Recursos Tecnológicos - Centro de Control
Centro de Control REP
COORDINADOR DEL
SISTEMA

37
RTU S900
DIAGRAMA DE BLOQUES DEL CONJUNTO DE LA ADECUACION
Recursos Tecnológicos
Tele-información de RTU al Centro de Control

38
Control system
RTU560
Control level
Station level / bay level
Communication level
Process level
Integrated HMI
Diagnosis
IEC60870-5-101, IEC60870-5-104
DNP3, DNP3 over WAN
Stationsbus IEC61850-8 IEC60870-5-103
DNP3, MODBUS
Recursos Tecnológicos - Supervisión de Subestación
PLC

39
“Full Server”
Station Bus
Ethernet IEC61850
Profibus FMS
Redundant
HMI Server
HMI Clients
“Full Server”
 Configuración
Redundante Hot-Hot
 IEDs con IEC 61850
 IEDs con Profibus FMS
 RTUs con protocolos
“dual-master”
Recursos Tecnológicos
Supervisión de Subestación

Satelital
Fibra óptica
Onda Portadora
Microondas
Fibra óptica
Onda Portadora
Microondas
Recursos Tecnológicos - Telecomunicaciones
Centro de Control
Subestación A Subestación B

 Registrador de transitorios
(300m/ciclo, hasta 1min de
registro, trigger por analógico y
digital)
 Registrador de disturbios (hasta
1 semana de registro, trigger por
analógico)
 Distintas opciones de interface
incluyendo la comunicación
remota
Registrador
BEN 500
Recursos Tecnológicos - Registradores de Falla

TWS2000 -HATAWAY
Recursos Tecnológicos - Localizadores de Falla

 No todas las perturbaciones requieren profundizar el análisis, pero si se requiere
seleccionarlo y registrarlo sistemáticamente para fines de análisis estadístico.
 Las perturbaciones que requiere mayor análisis del equipo de operación son las
que presentan anomalías en el equipamiento o instalaciones, sistema de potencia
o desempeño de la persona.
 Las ocurrencias graves se caracterizar por traer grandes consecuencias a los
consumidores, sistemas aislados o al sistema interconectado. Para estas
ocurrencias existe el equipo de trabajo con especialistas de análisis de la
operación y de la protección.
Recursos Tecnológicos - Software Especializado
Flujo de carga Digsilent
Cortocircuito Digsilent
Estabilidad Digsilent
Transitorios ATP. PSCAD
Protecciones Digsilent, CAPE
ERP (Avisos) SAP
Inf. Operativa SIO, SIGO
SW Relés Todas las marcas

Recursos Tecnológicos - Red de Gestión Operativa
Areva Siemens ABB
Ris SIMEAS
Ris BEN 500
Ris Rochester
PC LOCAL
PC REMOTO
Software REGO
Unicenter Remote Control
Reles de protección
Registradores de Fallas
Fibra Óptica
Onda Portadora
Microondas
Telefónica
Satelital
SEL

Recursos Tecnológicos – SCADA

ANOMALÍAS QUE AFECTAN LA OPERACIÓN

 Fenómeno de aumento de tensión a frecuencia industrial (60Hz) por encima de Vn.
 Caso típico: extremos de LT conectadas en vacío (efecto Ferranti).
 Saturación del núcleo magnético y consecuente incremento de la corriente de
magnetización provocando interferencias en el SEP.
 Calentamientos localizados.
 Solicitación elevada de aislamiento, provocando envejecimiento prematuro y
disminución de vida útil.
 Las protecciones de sobretensión deben estar ajustadas para prevenir estos daños.
Anomalías que Afectan la Operación
Sobretensión Temporal

 Todo proceso de cierre o apertura de interruptores involucra una transferencia de
energía que generan sobretensiones en el sistema, las cuales en mayor o menor
grado, afectan el circuito maniobrado y alrededores.
Sobretensiones Transitorias de Maniobra

 Ante la apertura del interruptor para
un circuito LC, ocurre un transitorio de
tensión a alta frecuencia la cual
depende de los parámetros L y C del
circuito.
Sobretensiones Transitorias de Maniobra: Circuito LC y LR
 Para el caso de un circuito RL,
adicionalmente a las sobretensiones de
maniobra, podemos presenciar la
aparición de una componente DC en
las corrientes de energización.

 El sistema de potencia está
conformado por circuitos RLC en donde
se aprecian los fenómenos descritos
anteriormente.
 Las maniobras en circuitos capacitivos
e inductivos que merecen mayor
atención en alta tensión son los que
involucran banco de capacitores y
líneas de transmisión.
Sobretensiones Transitorias de Maniobra
 Las frecuencias transitorias de
energización se encuentran
comúnmente entre 200 a 1000 Hz.
Estas sobretensiones deben estar por
debajo del nivel de protección de los
pararrayos.
 En caso el interruptor no sea capaz de
interrumpir la corriente debido a un alto
TRV entre sus terminales puede ocurrir
un reencendido de arco.

 Una descarga atmosférica sobre una
LT o sus alrededores ocasiona un
movimiento de carga que puede llegar
a la subestación.
Sobretensiones de Impulso Atmosférico
 El flujo de estas cargas a tierra por los
aterramientos de las torres pueden
provocar sobretensiones transitorias.
 Duración: microsegundos - algunos
pocos milisegundos.

 De llegar a un transformador o reactor
a través de sus terminales, pueden
provocar perforación de su aislamiento
dando inicio a un proceso de
cortocircuito
Sobretensiones de Impulso Atmosférico
 La protección principal para este tipo
de sobretensiones son los pararrayos
instalados en las líneas de transmisión
y transformadores de potencia.
 Transitorios en circuitos primarios
(A.T.) también afectan circuitos
secundarios, a través de puntos en
común como aterramientos, TT’s,
TC’s, inducción electrostática y
electromagnética.

 Se puede definir como una conexión anormal entre partes energizadas de una
instalación. La corriente asociada a este fenómeno puede variar desde valores muy
bajos a valores muy significativos, dependiendo de la configuración de la instalación y
de su tipo.
 Tipos:
 Monofásicos (fase – tierra)
 Bifásicos.
 Bifásicos a tierra.
 Trifásicos.
 Trifásicos a tierra (desbalanceado)
 Las LLTT aéreas son los elementos donde la ocurrencia de cortocircuitos es más
frecuente, ya que se encuentran más expuestas al medio ambiente y sus inclemencias.
 Lluvias, descargas atmosféricas, fuego, pájaros, cuerpos extraños, etc., representan
un alto riesgo de cortocircuito.
 En subestaciones ocurren cortocircuitos entre barras, conexiones, equipos de
maniobra, auxiliares o medición, transformadores, reactores, bancos de capacitores y
otros equipos de compensación reactiva.
Cortocircuito - Aspectos Generales

 Evento que provoca con más frecuencia la ocurrencia de cortocircuitos en líneas de
transmisión.
 Ya sean directas o indirectas, provocan diferencias de potencial a través de los
aisladores de la línea, generando un arco eléctrico entre partes energizadas y tierra.
 La ionización del aire a través del camino entre el conductor y la superficie del aislador
producto de la descarga, provoca un cortocircuito a 60Hz.
 A menores niveles de tensión existe más probabilidad de ocurrencia de arco eléctrico
por descarga atmosférica (menor nivel de aislamiento).
Cortocircuito
Descargas Atmosféricas

 Fuego en la faja de servidumbre o cercanías de líneas de transmisión, produce
ionización del aire entre conductores y a tierra, provocando cortocircuitos.
Cortocircuito por Fuego Cercano a Servidumbre de LLTT

 Materiales movidos por el viento, avionetas, árboles, etc., son también causa común
de cortocircuitos.
Cortocircuito por Objetos Extraños

 El deterioro de su aislamiento, o perforación debido a agentes externos (excavadoras u
otras máquinas) son causa de cortocircuitos del tipo fase tierra (cables aislados).
 Las fallas hidráulicas en cables se originan principalmente por problemas relacionados
con la presión del aceite aislante en los cables, tanto por fallas de fabricación, montaje,
operación, efectos externos, etc.
 Cortocircuitos entre fases son de menor probabilidad, pueden ocurrir en las conexiones
con otros equipos.
Cortocircuito por Fallas en Cables Subterráneos

 Cortocircuitos de alta resistencia ocurren generalmente entre fases a tierra a través de
un cuerpo extraño, son de muy baja corriente. Por ejemplo árboles crecidos
 Muy frecuentes en redes de distribución aérea con problemas de instalación. También
suceden en transmisión.
 Pueden iniciar con corriente relativamente grande y experimentar reducción inmediata
y sostenida.
Cortocircuitos de Alta Impedancia

 Producidos por problemas de aislamiento interno. Se caracterizan por corrientes no
muy altas con alto grado de ruido (señales de alta frecuencia).
 Fallas en bujes y equipos de patio son muy peligrosos si no son detectados a tiempo
ya que evolucionan rápidamente a corrientes muy altas. Daños en la porcelana y/o
derrame de aceite aislante reducen la capacidad de aislamiento provocando
cortocircuitos severos e incluso explosiones.
 Los cambiadores de tomas poseen partes móviles que operan bajo carga. El desgaste
natural de los mismos representa un riesgo de cortocircuito.
 Las conexiones, acometidas y empalmes representan un punto débil de los circuitos de
potencia, existiendo la posibilidad de problemas mecánicos o de instalación que
desencadenen puntos calientes.
Cortocircuitos Internos en Transformadores y Reactores

 Una línea de transmisión puede
permanecer en funcionamiento con
apenas una o dos fases en servicio, lo
cual ocurre generalmente por falla en
los interruptores o seccionadores en
los terminales de la misma.
 Si bien el efecto en la línea no afecta
su operación, esta condición sí puede
afectar seriamente el equipamiento de
potencia conectado a la misma.
Fase Abierta
 El desequilibrio entre las fases se manifiesta principalmente a través de la aparición de
corrientes de secuencia negativa (I2); las cuales son perjudiciales en generadores por
provocar torques en sentido opuesto al normal produciendo calentamiento en el rotor.
 En transformadores y reactores trifásicos, dependiendo de la configuración del núcleo
especialmente para los núcleos de tres piernas), las I2 provocan flujo magnético a
través de caminos no adecuados provocando calentamiento.
 Protecciones que detecten este tipo de corrientes son recomendables.

 Toda instalación y equipo de potencia está diseñado para soportar determinado grado
de sobrecarga. Es muy importante tener claro el grado de sobrecarga que los equipos
son capaces de soportar.
 La operación fuera de estos límites o por largos periodos de tiempo genera
calentamiento en los equipos.
 En transformadores de potencia, el incremento de temperatura se manifiesta en sus
arrollamientos, aceite aislante y carcasa.
 Cuando se producen sobrecargas de líneas de transmisión, se debe tener cuidado en
las conexiones y empalmes; y, cuando se trata de líneas de transmisión aéreas en la
dilatación del conductor que disminuye las distancias de seguridad.
Sobrecarga
0
10
20
30
40
50

 Producidas luego de un disturbio en el sistema hasta alcanzar un nuevo punto de
equilibrio, de ser posible.
 Son siempre un riesgo de desconexión de LLTT ya que pueden provocar actuación de
las protecciones
Oscilación de Potencia

 Disturbios pueden provocar grandes pérdidas de carga y consecuente Si el disturbio
implica pérdida subfrecuencia de generación, entonces acontecerá un fenómeno de
sobrefrecuencia en el sistema.
 Esquemas especiales de rechazo de carga y generación (formación de islas) se
encargan de mantener el sistema en operación ante estas condiciones.
Sobrefrecuencia, Subfrecuencia y Rechazo de Carga

 Se presenta para determinadas condiciones del sistema y despacho de generación.
 Fenómeno local.
 Puede provocar colapso del área de influencia
 Factores de influencia: insuficiente compensación reactiva, ajuste inadecuado de
reguladores de tensión, líneas largas con alta transferencia, sistemas radiales, etc.
Subtensión y Colapso de Tensión
V
Caso Base sin
Contingencia
Contingencia 1
Contingencia 2
ESTABLE
INESTABLE

 Corrientes de magnetización en transformadores de potencia y reactores son del orden
de hasta 2% de Inom.
 Durante la energización aparecen altas corrientes de magnetización debido a la
característica no lineal del núcleo
 Los factores de influencia son:
 El punto de la onda de tensión en el cual se hace la energización.
 La magnitud y polaridad del flujo residual existente en el núcleo producto de
operaciones previas.
 Dimensión del transformador.
 Nivel de saturación y propiedades magnéticas del núcleo.
 Impedancia del sistema.
 Elementos de control utilizados para la energización (resistencias de pre-inserción
o interruptores de mando sincronizado).
Saturación en Transformadores de Potencia y Reactores

 Los TC’s de protección son susceptibles de saturarse en condiciones de falla,
provocando actuación inadecuada de las protecciones.
 Los factores de influencia son:
 Presencia de corriente DC en circuito primario. Situación a tomar en cuenta en
instalaciones cercanas a generación.
 Flujo remanente en el núcleo luego de eventos que involucraron corrientes
elevadas a través del equipo.
 Burden insuficiente (circuitos secundarios largos, alto consumo de relés de
protección y demás equipos conectados al circuito secundario)
 Baja relación de transformación respecto a la máxima corriente de cortocircuito de
la instalación.
Saturación en Transformadores de Corriente de Protección

 Fenómeno encontrado en un sistema de
potencia a cualquier nivel de tensión.
 Provoca daños por aumento de tensión
o de corriente
Resonancia en Circuitos de Potencia
 Existen posibilidades en circuitos RLC
en el SEP que pueden desencadenar
resonancia.
 Común en circuitos con:
a. transf. de potencia (L variable) y
bancos de capacitores (C) en paralelo.
b. LT con compensación serie y reactores
en paralelo.
c. Resonancia entre LT y circuito
secundario de TP capacitivo, etc..

NORMATIVIDAD PARA ANÁLISIS DE LA PERTURBACIÓN

09Oct97
DS 020-97
Norma Técnica
de Calidad de
los Servicios
Eléctricos
29Nov99
Directiva para la Función de
Asignación de Responsabilidad por
Eventos que Ocasionan
Transgresiones a la NTCSE
RD 049-99
Norma Técnica de
Operación en
Tiempo Real de
los Sistemas
Interconectados
10Feb10
NTCSE
NTCOTRSI
Procedimientos y
Directiva COES
Procedimientos Internos:
• O-I-09 Instructivo Análisis
de Perturbaciones.
Normatividad de la Operación del Sistema
Principales Normas para el Análisis de Perturbaciones

70
Metodología y criterios para el Análisis de Perturbaciones
Normatividad
EVENTO
INFORME PRELIMINAR DEL AGENTE
INFORME PRELIMINAR DEL COORDINAR
INFORME FINAL DE LOS AGENTES INVOLUCRADOS
INFORME FINAL DEL COORDINADOR
CITACIÓN AL COMITÉ TÉCNICO DE ANÁLISIS DE FALLAS (CT-AF)
INFORME TÉCNICO DEL CT-AF
ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD (COES)
FIN
02:30h
04:00h
60:00h
72:00h
4 días
Informe
Complementario del Agente
30 días
20 días
NTCOTR
NTCSE
CÁLCULO DE LAS COMPENSACIONES POR NTCSE 45 días

METODOLOGÍA PARA ANÁLISIS DE LA PERTURBACIÓN

72
La gerencia Planea y
Programa la Operación.
Los Programas se
transforman en acciones
que se realizan en el Día a
Día.
Los mejoramientos se
alcanzan cuando se
estandarizan y se aseguran
resultados sistemáticamente
Se evalúan los
resultados frente a las
metas planteadas.
OP-01
Programación
OP-05
Planificación
OP-02
Ejecución
OP-03
Evaluación
GP-04
Administración de SOM
Proyectos de mejora
Metodología para el Análisis de Perturbaciones
Proceso Interno de REP

73
Comité de Operación Económica
del Sistema
CLIENTES
INTERNOS Y
EXTERNOS
COMITÉ TÉCNICO DE
ANÁLISIS DE FALLAS DE REP
Departamentos de
Transmisión
1. Norte
2. Centro
3. Este
4. Sur
Departamento de Gestión
de Mantenimiento
1. Equipos de patio
2. Líneas de Transmisión
Proyectos
SAS
Jurídica
Equipo de Evaluación
de la Operación
1. Análisis Operativo
2. Operación en Tiempo
Real
Proceso Interno de REP – Redes de coordinación
Equipo de Análisis

74
Proceso Interno de REP
Recuperación
Información
Procesamiento
Información
Gestión de
anomalías
Reporte de
Informes
Entrada Salida
Retroalimentación
Gestión de la
falla con el COES
Retroalimentación

El análisis de las perturbaciones ocurridas en el sistema eléctrico de REP y
sus clientes, están soportadas por los siguientes documentos del sistema de
Gestión de Calidad.
Procedimiento O-P-07
Instructivo O-I-09 Análisis de Perturbaciones
Gestión de Ajustes

76
Instructivo O-I-09: Organización de la información
 Oscilografías de relés y registradores de fallas .
TRUJI L2232 PL1 7SA522 21MAR11
TRUJI L2232 RIS 21MAR11
 Secuencia de eventos (Relé, RTU, Scada)
SOE RTU TRUJI L2232 21MAR11
SOE SCADA TRUJI L2232 21MAR11
 Informe de inspección de subestaciones (O-F-10)
INF_INSP TRUJI L2232 21MAR11
 Informe de inspección de líneas
INF_INSP L2232 21MAR11
 Secuencia de maniobras de desconexión y conexión de los elementos afectados en el
sistema, estos deben estar registrados en el SIGO.
 Ajustes y configuración de los relés de protección:
 Esquemas eléctricos funcionales,
 Informes de mantenimiento y protocolos de prueba de equipos y elementos del sistema.

77
Recuperación de la Información
Elemento
Fallado
Relés
Sistema Control
Asistente
Subestación
REGO
SCADA
Sistema
Información
Equipo
Evaluación
Operación
Información
disponible

78
Instructivo O-I-09: procesamiento de la información
1. El Supervisor de turno del Centro de Control: garantiza en SIGO
 Descripción de la falla de modo general,
 Detalle de la secuencia de maniobras,
 Condiciones de operación previas
 Condición operativa extra
 Detalle de los elementos afectados.
2. El Analista, Especialista y/o Coordinador de Protecciones : Garantiza en SIGO
 Detalle de la secuencia de operación de los equipos de protección y control,
 Desempeño del sistema de protección
 Anomalías y recomendaciones ocurridas durante la perturbación
 Referencia de información.
Para lo cual se efectúa:
 Análisis de las oscilografías
 Análisis de SOE Scada, Relés, RTU, Registrador y/o MMI
 Análisis del Informe de inspección de subestaciones y/o líneas
 Análisis del desempeño del sistema de protección y control
 El Comité de análisis de falla CAF

79
Procesamiento de la Información
Equipo
Evaluación
Operación
Centro
Control
Información
disponible
Información
Disponible
Sistema
Información
YANET
SIGO
Mantenimiento
Especializado
Asistente
Subestaciones
Información procesada
disponible
Informe
Subestación
Información
Especializada
Información
Analizada
Información
Analizada

80
Instructivo O-I-09: Reporte de Informes
1. Informe Breve de Perturbaciones
Por teléfono al Gerente de Operación y Mantenimiento, Jefe de Departamento de
Operación en Tiempo Real y al Personal de turno de alerta Continua
2. Informe Preliminar de Perturbaciones (O-F-11),
ya-netcendocgstoredEvaluar la operacin1. INFORME PRELIMINAR DE
PERTURBACIONES
3. Informe Final de Perturbaciones (O-F-19)
ya-netcendocgstoredEvaluar la operacin2. INFORME FINAL DE
PERTURBACIONES.
4. Informe Final Interno de Perturbaciones,
ya-netcendocgstoredEvaluar la operacin2. INFORME FINAL DE
PERTURBACIONES.
5. Acta del Comité de Análisis de Falla (O-F-20),
ya-netcendocgstoredEvaluar la operacin3. ACTAS DE COMITE DE ANÁLISIS DE
FALLA.

81
Reporte de Informes
Equipo
Evaluación
Operación
Centro
Control
COES
SIGO
Sistema
Información
Informe final
Reporte Anomalías
Reporte Recomendaciones Informe Preliminar
Informe Preliminar (2h)
Informe Preliminar
Informe Final (60h)
Informe final
Reporte Anomalías
Reporte Recomendaciones
Informes y Reportes
Disponibles para los usuarios
Ejecución
Mantenimiento
Avisos de anomalía en SAP
SAP
Notificación Avisos

82
Instructivo O-I-09: Gestión de Anomalías
El Analista, Especialista y/o Coordinador de Protecciones;
Identifica las anomalías y los registradas en el SIGO con un
estado de Pendiente Inicial y se genera un aviso N2 o N4 en
SAP y la anomalía pasa a estado programado.

83
Seguimiento de Anomalías
Equipo
Evaluación
Operación
SIGO
Mantenimiento
SAP
Atención
de aviso
Anomalía
atendida
Conocimiento
anomalía atendida
118
* ZN + IN * Rf
Impedancia vista por el relé
Trigger
26/08/2004
06:42:58 a.m..673
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
iA/A
-750
-500
-250
0
250
500
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
iB/A
-750
-500
-250
0
250
500
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
iC/A
-750
-500
-250
0
250
500
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
iN/A
-750
-500
-250
0
250
500
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
vA/kV
-200
-100
0
100
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
vB/kV
-200
-100
0
100
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
vC/kV
-200
-100
0
100
U0*
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
U0*/kV
0
5
10
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
1pole open ØC
1pole open ØB
1pole open ØA
Line closure
50N/51N Trip 3p
50N/51N Trip C
50N/51N Trip B
50N/51N Trip A
79 Close
Relay TRIP
Relay TRIP ØC
Relay TRIP ØB
Relay TRIP ØA
Relay PICKUP G
Relay PICKUP ØC
Relay PICKUP ØB
Relay PICKUP ØA
Relay PICKUP
50N/51N Pickup
21 PU reverse
21 PU forward
21 Pickup G
21 Pickup ØC
21 Pickup ØB
21 Pickup ØA
Flag Lost
>Trig.Wave.Cap.
Oscilografía de la línea

84
Instructivo O-I-09: Gestión del Análisis de la perturbación
con el COES
El COES asigna responsabilidad y recomendaciones técnicas; si estamos de
acuerdo procedemos a actualizar nuestros indicadores de compensación de lo
contrario se inicia un proceso de impugnación al COES.
Etapas del proceso de Impugnación:
1. Reconsideración de la asignación; se solicita al COES presentando
prueba instrumental adicional.
2. Apelación a la Asignación; se solicita al COES cuando no se cuenta con
la prueba instrumental adicional o cuando la solicitud de reconsideración
no fue aceptada por el COES.
2. Proceso de Arbitraje; se notifica al COES el inicio del arbitraje para que
elija a su árbitro; este proceso es la última etapa del análisis y
dependiendo de los resultados favorable o desfavorable se procede a
actualizar nuestros indicadores de compensación,

85
Metodología y criterios para el Análisis de Perturbación
Análisis de Oscilografías 1
Clasificación de las oscilografías
Prioridad 1: Oscilografías del relé
del elemento fallado.
Prioridad 2: Oscilografías de los
relés de la subestación pero no del
elemento fallado.
Prioridad 3: Oscilografías de otras
subestaciones que son necesarias
para el análisis).
SE. A SE. B
SE. C
Prioridad 1
Prioridad 2
Prioridad 3 Prioridad 3
Prioridad 3

86
Mínimamente se requiere.
 Tipo de falla en cuanto a su naturaleza
eléctrica (cortocircuito, fase abierta, sobre o
mínima tensión, sobre o mínima frecuencia,
ferrorresonancia, presencia de armónicos,
etc.).
 Identificación de las fases afectadas con o sin
tierra.
 Determinación del tiempo de actuación de la
protección, tiempo de desconexión del
interruptor y duración de la falla.
 Confirmación del recierre automático y su
tiempo de operación.
 Medida de las condiciones operativas pre falla
(tensión, corriente y potencia)
 Medida de las condiciones de falla (corriente y
tensión en las 3 fases)
 Medida de las condiciones operativas pos falla
(tensión, corriente y potencia) de los
elementos no fallados
Metodología y criterios para el Análisis de Perturbación
Análisis de Oscilografías 2

87
Mínimamente se requiere
 Identificación de la desconexión y
confirmación de la desconexión
automática de los interruptores.
 Constatación de eventuales fallas en
el interruptor.
 Constatación de las funciones de
protección actuantes.
 Constatación de la actuación de las
señalizaciones locales y remotas.
 Constatación de las protecciones
actuantes con las fases actuantes.
 Confirmación del tiempo de
actuación de la protección.
Análisis de eventos y señales

88
Se requiere:
 Identificación, constatación o confirmación
de problemas físicos en la red o equipos
eventualmente detectados por la
protección.
 Identificación o constatación de la
existencia de un factor agravante (lluvias,
vientos, rayos, nieve, eventos
extraordinarios, etc.)
de causas contributivas a la falla (horario
punta, cargas especiales, etc.)
de errores humanos o actuaciones
accidentales propias de la empresa.
de acciones humanos de empresas
ajenas.
 Constatación o confirmación de
ocurrencias semejantes al anterior.
Análisis de Inf. de Op. y Mant.

89
Se efectúa a la protección cuando actúa
o deja de actuar.
 Identificar datos del instante de la falla .
 Identificar el circuito, trecho del circuito
o componente de la subestación donde
ocurrió la falla.
 Identificar la naturaleza de la falla y su
causa.
 Centrar la atención en las protecciones
del elemento fallado.
 Verificar la existencia de oscilografías
del elemento fallado (prioridad 1).
 Verificar la existencia de oscilografías
de los relés de elementos externos
(prioridad 2, 3).
 Identificar las funciones de protección
que actuaron y dejaron de actuar para
el elemento fallado
Análisis del desempeño de la protección 1

90
Calificación del desempeño del relé y sus
funciones.
 Actuación correcta (cuando la función
actúa para lo que fue prevista)
 Actuación correcta aceptable (cuando la
función actúa coherentemente a sus
ajustes y filosofía).
 Actuación incorrecta (cuando la función
actúa para lo que no fue prevista).
 Actuación accidental (cuando la función
actúa como consecuencia de factores
externos sin presencia de falla en la red).
 No actuación (cuando la función deja de
actuar al existir las condiciones y
necesidad de actuar).
 Actuación sin datos para análisis (cuando
con la información disponible no es
posible evaluar el desempeño del relé).
Análisis del desempeño de la protección 2
X

CASOS PRÁCTICOS

92
Introducción
 Un libro de Sistemas de Potencia + Algo de buen
humor + Curiosidad = Analista de perturbaciones
 Nuestro sentido común es muy útil, pero nos ayuda a
tratar de explicar los hechos como nos gustaría que
sean en vez de como estos realmente son … se debe
estar abierto a varias posibilidades.
 En lo personal, evito los cálculos y simulaciones
agotantes, y acudo a ellos como último recurso;
procuren buscar el lado simple de las cosas.

Una foto vale mas que mil palabras: la oscilografía
 El 98% de las anomalías son detectadas por medio de las
oscilografías *.
 Las oscilografías son como las cajas negras de los aviones, en
ellas quedaran registrados los parámetros de “vuelo” cuando se
produzca un evento en el sistema.
 Una oscilografía se compone de señales de tensiones y corrientes,
y señales digitales que indican como actuó el sistema de
protección.
 Las señales de tensiones y corrientes que miramos en las
oscilografías provienen de los instrumentos de medición, y tengo la
esperanza de que estas reflejen correctamente las medidas del
sistema.
 Las señales digitales tienen códigos que indican que cierta de
función de un relé se esta “prendiendo” o “apagando”, a lo largo de
la presentación se presentará pautas para entender este
misterioso lenguaje.
93
* Fuente: Estadística personal

94

95

El ABC: tensiones y corrientes
 Darle un simple vistazo a las señales de tensión y corriente
puede bastar para saber que pasó.
 Usualmente cuando ocurre una falla en una determinada fase, la
corriente de esta fase aumenta, mientras que la tensión de dicha
fase disminuye.
 Por el momento no hablaré de que pasa con las otras fases.
 Con este concepto se puede determinar el tipo de falla para la
mayoría de situaciones, claro que existen casos que no se
cumple la regla (esos casos los estoy guardando para su
evaluación!)
96

97

Sus preguntas son bien recibidas.
98

Preguntas para ustedes (ejercicio)
 A continuación se les presenta varias oscilografías (tensiones y
corrientes) y deben indicar que fases se encuentran en falla; les
doy tres minutos, la respuesta de la primera pregunta es una falla
en la fase “C”, para que empiecen con suerte.
99

El siguiente nivel: fasores de tensión y corriente
 Es posible conocer más detalles de la falla a través del uso de
fasores.
 Para empezar, los fasores no existen en la vida real; estos se
“fabrican” mediante un procesamiento digital de las señales*
 El uso de los fasores solamente es factible para el análisis de
redes en estado estacionario (se debe aprender a diferenciar el
estado estacionario del estado transitorio para poder utilizar esta
herramienta).
 Los sistemas de protección modernos utilizan los fasores para
hacer sus cálculos y determinar la existencia de fallas
(lamentablemente, los relés no saben diferenciar entre estado
estacionario y estado transitorio).
100
•Una introducción elemental del tema puede encontrarse en “Implementación de
un laboratorio virtual de relés de distancia en Matlab/Simulink”, Jornadas
Técnicas de Isa en Medellín, 2010, escrito por mí (existen muchas referencias del
tema, lamentablemente estas son muy extensas y demasiado complicadas).

El siguiente nivel: Fasores de tensiones y
corrientes
101
 En un sistema balanceado las tensiones y corrientes se ven como fasores
de igual magnitud para tensiones y corrientes respectivamente. Cada fase
se encuentra separada 120°.
 Si se unen las puntas de los fasores estos deberían formar un triangulito
simétrico.

corrientes
 Cuando ocurre una falla en el sistema, los fasores de tensión y
corriente se mueven en el plano fasorial con ciertas
peculiaridades.
 ¿Qué sucede con los módulos de los fasores de tensión y
corriente cuando una fase está en falla?
 Si me estuvieron prestando atención en la sección anterior la
respuesta es muy sencilla, la corriente aumenta y la tensión
disminuye!! El ABC no tiene por que cambiar.
 La novedad se encuentra en los ángulos; dado que el sistema es
inductivo el ángulo entre la tensión y la corriente es prácticamente
90° grados (líneas en 220 kV).
102

103

corrientes
 Podemos usar todo lo que conocemos de circuitos eléctricos para
inferir cosas en el sistema de potencia.
 Por ejemplo, cuando una falla es de alta resistencia, el ángulo
entre la tensión y corriente disminuye…
 También cuando una fase de una línea esta energizada en vacío,
esta funciona como un capacitor, que a su vez se refleja en las
corrientes y tensiones: la corriente adelanta 90°a la tensión.
 También se puede inferir que si existe la corriente Ie en una falla
bifásica, se trata de una falla bifásica a tierra.
 Existen muchas mas situaciones, les dejo como tarea averiguar
otras más.
104

Ejemplo
 La siguiente es una falla en la línea L-1006 (línea con tres terminales); se
produjo un recierre monofásico en la SE Tintaya y desconexión en la SE
Azángaro, solo se dispone la oscilografía de la SE Tintaya: hallar en que
momento desconecta el transformador de la SE Ayaviri (subestación
intermedia).
105
t/s
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6
iL1/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6
iL2/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6
iL3/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6
uL1/kV
-100
0
t/s
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6
uL2/kV
-100
0
t/s
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6
uL3/kV
-100
0

Ejemplo
 Lo más practico es hallar el punto en la corriente de las fases sin falla son
capacitivas.
106

107

Interpretando las señales digitales
 Las señales digitales indican que funciones del relé se están
activando o desactivando así como otras señales externas como
posiciones de interruptores, etc.
 Lamentablemente, el nombre de las señales digitales varia de
acuerdo al modelo y marca del relé pero existen ciertas
similaridades (es mejor se saben inglés).
 Por ejemplo, en toda oscilografía debería existir una señal “TRIP”
(del inglés disparo) esto indica que el relé ha efectuado un
disparo; si no se ha activado esta señal entonces el relé no ha
actuado.
108

 Las siguientes señales en orden de importancia (en el caso de
líneas de transmisión) son las señales que indican la zona de
impedancia donde se detecta la falla.
 Pueden activarse la zona 1, 2 , 3. La más importante es la zona
1. Si el relé marca una falla en la zona 1 es casi seguro de que la
falla has sido dentro de la línea. Los nombre usuales son “Dis
Trip Z1” “Z1”, “ZM01” y de manera similar para otras zonas.
109

 Otro ejemplo*:
110
*Por comodidad se ha puesto ilustraciones de solo las señales
digitales, en realidad se debería observar estas señales junto con las
señales de tensión y corriente para tener una visión mas adecuada del
evento.

111

112
Caso 1: Las cosas no son como parecen
 Ahora se combinará los conceptos aprendidos
anteriormente con lo que conocemos sobre sistemas de
potencia…
 Al unir estos dos ingredientes se verá que no siempre las
cosas son como parecen.
 Veamos una excepción a la regla de corrientes estudiada
en la primera sección.

Falla monofásica en la línea Aguaytía – Tingo María
113
t/s
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50
LINE1_A_IL1/A
-500
0
500
t/s
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50
LINE1_A_IL2/A
-500
0
500
t/s
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50
LINE1_A_IL3/kA
-1.0
0.0
t/s
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50
LINE1_A_IN/kA
-1.0
-0.5
0.0
0.5
t/s
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50
LINE1_UL1/kV
-200
-100
0
100
t/s
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50
LINE1_UL2/kV
-200
-100
0
100
t/s
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50
LINE1_UL3/kV
-200
-100
0
100

114
t/s
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50
L1 FUSE FAIL
STUB TRIP
Tx DTT
Rx DTT
IOC1-TRIP
IEF-TRIP
PSD1-START
PHS-STFWPE
PHS-STFWL3
PHS-STFWL2
PHS-STFWL1
ZCAL_IREVBL
ZCAL-TRWEI
BI_ZCOM-CR
ZCOM-TRIP
SOTF-TRIP
ZM05-START
ZM05-TRIP
ZM04-START
ZM04-TRIP
ZM03-START
ZM03-TRIP
ZM02-START
ZM02-TRIP
ZM01-START
ZM01-TRIP
TieCB_TRIP L3
TieCB_TRIP L2
TieCB_TRIP L1
BusCB_TRIP L3
BusCB_TRIP L2
BusCB_TRIP L1

115

Falla monofásica en la línea Aguaytía – Tingo María
 ¿Y por que se creció tanto la corriente?
 Simple, al producirse la falla ocasionó que los ángulo de potencia
de la CT Aguaytía cambien como se muestra en el diagrama.
116

Caso 2: ¡Porque se desconectan los equipos si yo
no he hecho nada!
 El sistema de protección a veces nos juegan malas pasadas.
 A continuación se verá un caso en donde una protección
desconecta un equipo sin falla.
 El 02/08/2010 de manera intempestiva desconectaron ambos
bancos de condensadores de la SE Chavarría, al revisar los
bancos no se registraba falla interna.
117

no he hecho nada!
118
t/s
-0.10 -0.05 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35
CHAVAR BC_19 UA A/kV
-50
-25
0
25
t/s
-0.10 -0.05 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35
CHAVAR BC_19 UB B/kV
-50
-25
0
25
t/s
-0.10 -0.05 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35
CHAVAR BC_19 UC C/kV
-50
-25
0
25
t/s
-0.10 -0.05 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35
CHAVARR BC_19 IA A/A
-300
-200
-100
0
100
200
t/s
-0.10 -0.05 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35
CHAVARR BC_19 IB B/A
-300
-200
-100
0
100
200
t/s
-0.10 -0.05 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35
CHAVARR BC_19 IC C/A
-300
-200
-100
0
100
200

no he hecho nada!
119

no he hecho nada!
120

Caso 3: “Las cosas no son lo que parecen”
combinado con “¡Porque desconectan los equipos
si yo no he hecho nada!”
 El siguiente es un ejercicio muy interesante, pues rompe muchos
paradigmas y muestra que nuestro sentido común no siempre
nos lleva por buen camino.
 Supóngase el siguiente circuito.
121

 Ahora supóngase que se produce una falla trifásica a tierra en la
línea.
 Veamos lo que dice nuestra sabiduría convencional.
122

 Ahora en vez de una falla trifásica se produce una falla
monofásica a tierra (¿? )
123

 Revisemos el circuito en componentes simétricas … por si acaso
no se preocupe que no vamos a calcular nada. Pero necesito de
toda su concentración
124

125

126

127

 Si hay una corriente en el lado sin fuente, esta corriente
solamente tiene componente de secuencia cero.
 Recordando nuestras clases de componentes simétricas: dado
que solo hay componente de secuencia cero, las corrientes de
cada fase en el lado sin fuente tienen la siguiente forma fasorial:
128

 ¿Y si el transformador hubiese tenido carga?
 Les enseño un truco (otra vez huyendo de los cálculos), dado que
la red es lineal se puede aplicar el terriblemente subestimado
principio de superposición de las redes lineales.
129

 ¿Y para que nos sirve todo lo anterior?
 El día17 de noviembre del 2010 desconectó sin falla (claro que el
supervisor no sabia ello) el transformador T9 de Huancavelica.
 Se produjo una falla monofásica en la línea Huancavelica –
Mantaro.
 El sistema en cuestión tiene la siguiente forma:
130

 El diagrama de corrientes del transformador de ese evento es el
siguiente (se les hace conocido)
131

 Al ver las corrientes se puede identificar que no había falla en el
transformador… entonces se puede energizar sin problemas (lo
más pronto posible).
 En este ejemplo vemos como nuestro sentido común nos puede
llevar a conclusiones totalmente equivocadas.
132

133

134
Conclusiones finales
 Un libro de Sistemas de Potencia + Algo de buen humor +
Curiosidad = Analista de perturbaciones
 Nuestro sentido común es muy útil, pero nos ayuda a tratar
de explicar los hechos como nos gustaría que sean en vez de
como estos realmente son … se debe estar abierto a varias
posibilidades.
 En lo personal, evito los cálculos y simulaciones agotantes,
y acudo a ellos como último recurso; procuren buscar el lado
simple de las cosas.
 Al lo largo de la presentación les he enseñado mí
metodología (no tan convencional), traten de buscar sus
propios métodos y nuevas ideas para el análisis de
perturbaciones.
En resumen:

Referencias
 W. Stevenson, John Grainger, “Power System Analysis”
 O. Elgerd, “Electric Power Engineering”
 Charles Gross, “Power System Analysis”
135

136
FIN
Muchas Gracias

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