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

Análisis de Fallas en Sistemas de Transmisión
©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
1
Colegio de Ingenieros del Perú
Lima, 24, 25, 26 de Enero 2011
,PSHGDQFLD YLVWD SRU HO UHOp
Colegio de Ingenieros del Perú
Lima 24, 25, 26 de Enero 2011

Contenido
1. Introducción
2. Comportamiento del Sistema Eléctrico Peruano en el Corto Plazo
3. Importancia del Análisis Fallas
4. Anomalías que afectan la operación
2
5. Recursos para el Análisis de Perturbaciones
6. Metodología y criterios para el Análisis de Perturbaciones
7. Análisis de perturbaciones - Casos Aplicativos en sistema de transmisión

Contenido
1. Introducción
‰ La empresa
‰ Operación de Sistemas Eléctricos de Potencia
‰ Normatividad de la Operación de Sistemas Eléctricos de Potencia
3

La Empresa
El Grupo Empresarial ISA

El grupo de transmisión de energía más grande del Perú
Accionistas: Grupo ISA (60%) y EEB (40%).
Empresa operadora del negocio de
transmisión eléctrica para el grupo
empresarial ISA en el Perú
La Empresa
El Grupo Empresarial ISA en el Perú
5
Accionistas: Accionistas: Grupo ISA (83%), AC
Capitales del Perú (17%)
Accionistas: Grupo ISA (60%) y EEB (40%)

Colaboradores
Subestaciones
km de líneas
La Empresa
Red de Energía del Perú
66
km de líneas
Departamentos
PLO Beneficiados en RSE

Contenido
1. Introducción
‰ La empresa
7

Generación Transmisión Distribución Comercialización
Operación de Sistemas de Potencia
La Industria Eléctrica
8
‰ Atender la demanda de electricidad en forma continúa, para atender el
desarrollo de un país o una región.
‰ El Perú viene creciendo sostenidamente en los últimos años, y en consecuencia
también creciendo la demanda de electricidad.

CALIDAD
3(5),/ $(37$%/( '( 9$/25(6 '(
7(16,Ð1 )5(8(1,$ '( /$
327(1,$ (/e75,$ 680,1,675$'$
SEGURIDAD
7(1(5 %$-$ 352%$%,/,'$' '(
48( (;,67$ ',6217,18,'$'
'(/ 6(59,,2 (/e75,2
/D RSHUDFLyQ GH ORV VLVWHPDV HOpFWULFRV VH SXHGH FDUDFWHUL]DU SRU
WUHV REMHWLYRV LQWHUGHSHQGLHQWHV
Objetivos de la Operación de Sistemas de Potencia
ECONOMÍA
0,1,0,=$5 /26 26726 '(
23(5$,Ð1 '(/ 6,67(0$
3DUD OD RSHUDFLyQ GH XQ VLVWHPD HOpFWULFR GH SRWHQFLD VH GHEH FRQVLGHUDU
DGHPiV GH ORV DVSHFWRV WpFQLFRV HO PDUFR OHJDO HQ TXH VH GHVHQYXHOYH pVWH

7(1(5 %$-$ 352%$%,/,'$'
'( 48( (;,67$
',6217,18,'$' '(/
6(59,,2 (/e75,2
$/,'$'
3(5),/ $(37$%/( '( 9$/25(6
'( 7(16,Ð1 )5(8(1,$ '(
/$ 327(1,$ (/e75,$
680,1,675$'$
6(*85,'$'
$/,'$'
/D FDOLGDG HV QRUPDOPHQWH GHVFULWD SRU
PHGLR GH XQ SHUILO DFHSWDEOH GH YDORUHV
GH WHQVLyQ IUHFXHQFLD GH OD SRWHQFLD
HOpFWULFD HQWUHJDGD DO FRQVXPLGRU
(2120Ì$
6(59,,2 (/e75,2680,1,675$'$
0,1,0,=$5 /26 26726 '(
23(5$,Ð1 '(/ 6,67(0$
/D WHQVLyQ GHEH HVWDU HQ XQ QLYHO
FDQWLGDG GH IOLFNHU DFHSWDGR SRU HO WLSR
GH VXPLQLVWURV OD IUHFXHQFLD FRQ
YDULDFLRQHV PX SHTXHxDV UHVSHFWR DO
YDORU QRPLQDO

7(1(5 %$-$ 352%$%,/,'$'
'( 48( (;,67$
',6217,18,'$' '(/
6(59,,2 (/e75,2
$/,'$'
3(5),/ $(37$%/( '( 9$/25(6
'( 7(16,Ð1 )5(8(1,$ '(
/$ 327(1,$ (/e75,$
680,1,675$'$
6(*85,'$'
(2120Ë$
RQVLVWH HQ PLQLPL]DU HO FRVWR GH OD RSHUDFLyQ GHO VLVWHPD ODV
LQYHUVLRQHV HQ HTXLSRV VLVWHPDV GH FRQWURO HWF
(2120Ì$
6(59,,2 (/e75,2680,1,675$'$
0,1,0,=$5 /26 26726 '(
23(5$,Ð1 '(/ 6,67(0$

7(1(5 %$-$ 352%$%,/,'$'
'( 48( (;,67$
',6217,18,'$' '(/
6(59,,2 (/e75,2
$/,'$'
3(5),/ $(37$%/( '( 9$/25(6
'( 7(16,Ð1 )5(8(1,$ '(
/$ 327(1,$ (/e75,$
680,1,675$'$
6(*85,'$'
WUHV REMHWLYRV LQWHUGHSHQGLHQWHV6(*85,'$'
8Q QLYHO GH VHJXULGDG PX DOWR VH PDQLILHVWD HQ XQD
EDMD SUREDELOLGDG GH TXH H[LVWD LQWHUUXSFLRQHV GH
VHUYLFLR DXQTXH HO VLVWHPD VXIUD SHUWXUEDFLRQHV (O
SURFHVR GH GHWHUPLQDFLyQ GH ORV QLYHOHV GH VHJXULGDG
LPSOLFD HYDOXDU

/D FDSDFLGDG GHO VLVWHPD GH VDWLVIDFHU OD
(2120Ì$
6(59,,2 (/e75,2680,1,675$'$
0,1,0,=$5 /26 26726 '(
23(5$,Ð1 '(/ 6,67(0$
GHPDQGD DQWH IDOODV

(O LPSDFWR GH ODV GHFLVLRQHV GH ORV RSHUDGRUHV
UHVSHFWR D OD HQWUDGD VDOLGD GH HTXLSRV R
FDUJDV LPSRUWDQWHV

(O HIHFWR GH ODV DFFLRQHV FRUUHFWLYDV
FRQWHPSODGDV SRU HO RSHUDGRU FRQ HO SURSyVLWR GH
PHMRUDU OD VHJXULGDG

7(1(5 %$-$ 352%$%,/,'$'
'( 48( (;,67$
',6217,18,'$' '(/
6(59,,2 (/e75,2
$/,'$'
3(5),/ $(37$%/( '( 9$/25(6
'( 7(16,Ð1 )5(8(1,$ '(
/$ 327(1,$ (/e75,$
680,1,675$'$
6(*85,'$'
(2120Ì$
6(59,,2 (/e75,2680,1,675$'$
0,1,0,=$5 /26 26726 '(
23(5$,Ð1 '(/ 6,67(0$
1R H[LVWH XQD FRPELQDFLyQ LGHDO GH ORV WUHV REMHWLYRV PHQFLRQDGRV /D
FRPELQDFLyQ ySWLPD HV ~QLFD SDUD FDGD VLVWHPD YDUtD FRQIRUPH D FDGD
FRQGLFLyQ GH RSHUDFLyQ /RV REMHWLYRV GH VHJXULGDG HFRQRPtD VRQ D~Q
FRQWUDGLFWRULRV D FDXVD GH UD]RQHV REYLDV XQD PDRU VHJXULGDG LPSOLFD PDRUHV
FRVWRV GH RSHUDFLyQ

Plan de Expansión
Horizonte: 10 años
Programación de la Operación
Largo Plazo
Horizonte: 4 años
Etapas: Mensuales
Mediano Plazo
Costo implícito de déficit
Configuración del parque generador
Sub-sistemas agregados
Estadísticas hidrológicas
Representación individualizada
Estrategias de Operación
Planes de Contingencia
Ley 28832 - LEY PARA ASEGURAR EL
DESARROLLO EFICIENTE DE LA
GENERACIÓN ELÉCTRICA Capítulo IV
Ley 25844 - RLCE Art. 94r y 95r
Mediano Plazo
Horizonte: Anual
Etapas: Semanales
Mediano Plazo
Programa Mensual
Corto Plazo
Programa Semanal
Programa Diario
Despacho horario de Generación
Representación individualizada
Previsión hidrológicas
mensuales y semanales
Metas semanales de generación por central
Representación detallada
Ley 25844 - RLCE Art. 93r y 95r
Programa de Operación
Planes de Contingencia

¿Es Seguro?
Programación de la Generación y la
Red de Transmisión
Modificación del Programa de
Generación y la Red de
Transmisión
NOSI
Análisis de Contingencias
INICIO
Restricciones Operativas
Contingencia de
Diseño Normal
¿Es
Contingencia
Extrema?
Plan de Contingencias
Programa de Operación
Calidad, Seguridad y Economía
SI
NO
FIN

‰ En general, los estudios de análisis de
seguridad consisten en simular la
desconexión de unidades generadoras y
equipos de transmisión para estudiar su
efecto sobre las variables del sistema a partir
de un estado inicial dado, y medir la robustez
del sistema para soportar estas posibles
contingencias. Así, el análisis de seguridad
mide el nivel de reserva del SEP.
‰ Por reserva se debe entender el margen de
SEGURIDAD EN LA
PROGRAMACIÓN
ESTUDIOS DE ANÁLISIS DE
SEGURIDAD OPERATIVA
TENER BAJA PROBABILIDAD DE
QUE EXISTA DISCONTINUIDAD DEL
SERVICIO ELÉCTRICO
Análisis de Seguridad Operativa
‰ Por reserva se debe entender el margen de
diferencia que presentan las variables del
sistema y sus respectivos límites de
operación.
‰ Un SEP nunca opera con seguridad en el
sentido absoluto de la palabra; se debe
programar la operación de manera que se
tenga la mayor seguridad posible.
‰ La seguridad operativa debe ser tratada
desde la Programación de la Operación.
‰ Un aspecto que muchas veces no es tratado
en análisis de seguridad son los Planes de
Contingencia.
PROGRAMACIÓN
DE LA OPERACIÓN
PLANES DE
CONTINGENCIA
PARA AQUELLOS CASOS
EXTREMOS QUE NO SON
CUBIERTOS EN EL ANÁLISIS
DE SEGURIDAD

0 50 100 150 200 250
160
170
180
190
200
210
220
230
Curva V-P
X: 164.5
Y: 209.2
Tensión en Paramonga
Tensión en Chimbote
65
70
75
80
Delta,Grados
Análisis de Seguridad Operativa
$1È/,6,6 '(
6(*85,'$'
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5
60
t, sec
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5
59.9
59.95
60
60.05
f,Hz
+/- 5%
Tensión
Nominal

ESTADO NORMAL
ƒ Cumple los criterios de seguridad
ƒ Cumple límites operativos
ƒ Cumple límites de diseño
ƒ Sin pérdida de c arga r
ESTADO DE ALERTA
Criterios de seguridad en el margen
ESTADO RESTAURATIVO
Cumple l ímites operativos
Control
Preventivo
Evento
Perturbación
Adición de Carga
y Generación
Estados Operativos del Sistema
1818
ƒ Criterios de seguridad en el margen
ƒ Límites operativos en zona de alerta
ƒ Cumple l ímites de diseño
ƒ Sin pérdida de carga o sólo radial
ESTADO DE EMERGENCIA
ƒ No cumple criterios de seguridad
ƒ Violación de límites operativos
ƒ Violación de límit es de diseño
ƒ Pérdida de cargar
ƒ Cumple l ímites operativos
ƒ Cumple límites d e diseño
ƒ Pérdida de carga no radial
Control
Correctivo Evento /
Perturbación
Resincronización
Control
Correctivo

Se Planea y Programa la
Operación.
Los mejoramientos se
alcanzan cuando se
estandarizan y se aseguran
resultados sistemáticamente Programación
PlanificaciónAdministración de SOM
Proyectos de mejora
Proceso de la Operación de un Sistema Eléctrico de Potencia
19
Los Programas se
transforman en acciones
que se realizan en el Día a
Día.
Se evalúan los
resultados frente a las
metas planteadas.
EjecuciónEvaluación

Contenido
1. Introducción
‰ La empresa
20

DL 25844
Ley de
Concesiones
Eléctricas
(LCE)
DS 020-97
Norma
Técnica de
Calidad de los
Servicios
Eléctricos
DS 027-2007
Reglamento
de
Transmisión
RD 049-99
Norma Técnica de
Operación en
Tiempo Real de
los Sistemas
Interconectados
Normatividad de la Operación del Sistema
Principales Normas de la Transmisión
19Nov92
25Feb93
09Oct97 17May07
19Nov97
DS 009-93
Reglamento
de la LCE
Ley 28832
Desarrollo
eficiente de
generación
eléctrica
23Jul06
29Nov99
Ley 26876. Ley
Antimonopolio y
Antioligopolio del
Sector Eléctrico
DS 027-2008
Reglamento
del COES
03May08

DS 020-97
Norma Técnica
de Calidad de
los Servicios
Eléctricos
RD 049-99
Norma Técnica de
Operación en
Tiempo Real de
los Sistemas
Interconectados
NTCSE
NTCOTRSI
Procedimientos y
Directiva COES
Procedimientos Internos:
Normatividad de la Operación del Sistema
Principales Normas para el Análisis de Perturbaciones
09Oct97 29Nov99
Directiva para la Función de
Asignación de Responsabilidad por
Eventos que Ocasionan
Transgresiones a la NTCSE
10Feb10
Procedimientos Internos:
• O-P-03 Evaluación de la
Operación
• Instructivos
• Formatos

Contenido
1. Introducción
23

Proyección de la Demanda SEIN 2010-2019
Tasa de Crecimiento Anual Energía Tasa de Crecimiento Máxima Demanda
Producción Energía Anual (miles GWh) Máxima Demanda Anual (MW)

438
1429 1559
767
1704
1954
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
2010 2015 2019
MW
Área Norte
4449
6122
8214
3159
4565
5665
4000
6000
8000
10000
Zona Centro
9228
11876
8047
979110000
12000
14000
SEIN
Balance Oferta-Generación
3159
0
2000
4000
2010 2015 2019
MW
742
1677
2103
889
1780
2173
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
2010 2015 2019
MW
Zona Sur
5629
4814
8047
0
2000
4000
6000
8000
2010 2015 2019
MW
Generación (MW) Demanda (MW)

Nº Descripción
1 L.T. 138 kV Laguna la Niña – Bayovar. Subestación
220/138kV Laguna la Niña CTM (Mar. 2010)
2 L.T. Paragsha-Conococha-Huallanca-Cajamarca-Cerro
Corona-Carhuaquero 220kV. Abengoa (22.Nov.10)
3 2da terna 220 kV Independencia-Ica. ISA (Abr.11)
4 Refuerzo L.T 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya a
505 MVA. CTM (Jul. 2011)
5 Ampliación N°6 : 2da terna 220 kV Chiclayo – Piura.
REP (Ago.2011)
6 L.T 220 kV Piura – Talara ISA (Ago.2012)

Proyectos de transmisión en ejecución
7 L.T. 220 kV Tintaya-Socabaya REI (Mar.2013)
8 L.T 220 kV Pomacocha–Carhuamayo.ISA (Sep.2012)
9 L.T. 500 kV Mantaro–Caraveli-Montalvo y L.T. 220 kV
Cotaruse-Machupicchu ISONOR (22.feb.11)
10 L.T. Chilca-Zapallal 500 kV y L.T. Chilca-La Planicie-
Zapallal 2x220 kV, preparada para migrar a 500 kV
(Mar.11 ISA)
11 L.T. 500 kV Zapallal-Chimbote-Trujillo. ISA (Jun. 2012)
12 L.T. 500 kV Chilca-Marcona-Ocoña-Montalvo.
Abengoa (2do semestre 2012)
13 $PSOLDFLyQ 1ƒ $PSOLDFLyQ GH OD FDSDFLGDG GH
7UDQVPLVLyQ ,QGHSHQGHQFLD,FD H ,FD0DUFRQD

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

Tingo María (Dic10) Trafo 50 MVA 220/138/10 kV
Independencia: Cambio de simple a doble barra 60
kV (Feb. 10)
15 Ampliación N°7 : Adecuación Integral de las
subestaciones San Juan, Santa Rosa, Chavarría,
Ventanilla y Zapallal, aumento Icc (Ene.12)
16 Subestación Orcotuna Trafo 220/60/10 kV 50 MVA.
Proyecto Electrocentro
17 Subestación Huancavelica Trafo 220/138/10 kV 50
MVA. Proyecto Electrocentro

Nº Descripción
1 2da terna L.T. Trujillo-Guadalupe-Chiclayo
2 LT 220 kV Chimbote – Trujillo
Incremento de capacidad de 152 a 180 MVA.
3 Repotenciación Chilca – San Juan (L2093) a
2x350MVA
4 Repotenciación Chavarría-Santa Rosa – San Juan a
2x300 MVA
5 4to Circuito Ventanilla – Chavarría (brazo disponible)
6 Repotenciación Zapallal – Ventanilla a 2x300MVA
7 Repotenciación líneas 138 kV Huánuco-Paragsha,
Resultados de corto plazo 2010-2012
Proyectos líneas de transmisión necesarios
7 Repotenciación líneas 138 kV Huánuco-Paragsha,
Tingo María-Tocache y Aguaytía-Pucallpa a 75MVA.
8 Repotenciación La Oroya – Pachachaca-Pomacocha
250MVA (ISA Perú/REP)
9 3er Circuito 60 kV Marcona – San Nicolás

N° Descripción
10 Ampliación de Subestaciones Norte
Chimbote1: Trafo 15 MVA, 138/13.8/24 kV-15 MVA
Guadalupe: Trafo 75 MVA, 220/60/10 kV-75 MVA;
Chiclayo Oeste: Trafo 100 MVA, 220/60/0.38 kV; BC
1x30 Mvar, 60 kV.
Piura Oeste: BC 2x20 Mvar, 60 kV
Paramonga: Cambio de config. 66 kV a doble barra..
Zorritos: Trafo 50 MVA, 220/60/10 kV
Huacho:Trafo 50 MVA, 220/66/10 kV
11 Reactor limitador de corriente de cortocircuito (Chilca)
Traslado generación a Chilca CTM
Resultados de corto plazo 2010-2012
Proyectos subestaciones necesarios

Traslado generación a Chilca CTM
12 Ampliación Subestaciones Centro
Tocache Trafo 132/24/10, 15 MVA.
Huánuco:Trafo 138/24/10 kV, 50 MVA.
Paragsha: Config. 138 kV a doble barra
Independencia: Trafo 10.3/10.3 kV, 4 MVA; Trafo
210/62.3/10.3 kV
Ica: Trafo 220/62.3/10.3 kV, 100MVA; BC 20 Mvar.
Pomacocha Config. 220 kV a doble barra
Pucallpa: Trafo 138/60 kV BC 1x10 Mvar
13 Ampliación de Subestaciones Sur
Puno:Trafo 132/60/22.9 kV-30 MVA BC 2x15 Mvar
Tintaya: Trafo 132/10.5 kV-25 MVA.
Ayaviri y Combapata: Configuración de barras 138 kV
de “T” a “PI” (Entrada y Salida)

La Planicie
500 kV
Carabayllo
520 MWCambio a 500 kV Chilca-Planicie-Carabayllo (2014)
Refinería Nueva
(2013)
Huachipa
(2013)
500 kV
Chilca
500 kV
Chimbote
(2012)
P0
P2
P6
(2019)
(2019)
Paquitzapango
1540 MW
Sumabeni
1199 MW
Mantaro
Marcona Ocoña
Montalvo
Caravelí
Resultados de largo plazo 2012-2019
Proyectos recomendados
Ventanilla
400 MW
Zapallal
Chavarría Santa Rosa
San Juan
Chilca CTM
Chilca REP
220 kV
220 kV
TER 400 MW
HID 240 MW TER 800 MW
HID 210 MW
1000 MW
(2013)
Refinería
(2013)
(2013)
Jicamarca
(2013)
Chillón
Barsi
(2015)
(2013)
(2012)
Industriales
Surquillo
(2015)
Colonial
Chilca
P1
P3
P8
P9

Cajamarca
Trujillo
Guadalupe Piura TalaraChiclayo
Oroya
Carhuamayo
Pachachaca Pomacocha
(2014)
(2015)
P4
P7
Resultados de largo plazo 2012-2019
Proyectos recomendados
Huallanca
Paramonga
Zapallal 220
Carabayllo 500
Conococha
Chilca
Marcona
Ica
Paragsha
Reactor
Serie
Chilca
Rep (2012)
(2018)
(2019)
Chimbote

Contenido
1. Introducción
‰ ¿Por qué hacer el Análisis de Perturbaciones?
‰ Consideraciones
‰ Carga y frecuencia
‰ Tensión y potencia reactiva
32
Tensión y potencia reactiva
‰ Estabilidad en sistemas de potencia
‰ Estabilidad angular
‰ Estabilidad de tensión
‰ Estabilidad de frecuencia
‰ Sistemas de Protección

‡ /RV PDRUHV DSDJRQHV HQ HO SDtV VH
RULJLQDURQ SRU IDOODV HQ ORV VLVWHPDV GH
WUDQVPLVLyQ FDXVDGDV SRU IHQyPHQRV
QDWXUDOHV PHGLRV DPELHQWDOHV IDOODV GH
HTXLSRV DFFLRQHV GH WHUFHURV HUURUHV
KXPDQRV
‡ (VWD PLVPD WHQGHQFLD VH REVHUYD D QLYHO
PXQGLDO DSDJRQHV HQ ((88 ,WDOLD
,QJODWHUUD 6XHFLD RORPELD
Importancia del Análisis de Fallas
Por qué hacer el Análisis de Perturbaciones?
,QJODWHUUD 6XHFLD RORPELD
‡ 6L ELHQ ORV DSDJRQHV GH JUDQ PDJQLWXG VH
RULJLQDQ HQ IDOODV HQ OD WUDQVPLVLyQ OD FDXVD
UDt] GH pVWRV VH XELFDQ HQ LQVXILFLHQFLDV GHO
VLVWHPD SDUD VRSRUWDU OD GHVFRQH[LyQ GH XQD
LQVWDODFLyQ GH WUDQVPLVLyQ (Q VX PDRUtD ORV
DSDJRQHV VH SURGXFHQ SRU LQHVWDELOLGDGHV
DQJXODUHV R FRODSVRV GH WHQVLyQ GHO VLVWHPD
‡ /DV GHVFRQH[LRQHV GH JHQHUDFLyQ RULJLQDQ
UHFKD]RV DLVODGRV GH FDUJD R UDFLRQDPLHQWR
$SDJyQ GH 1HZ RUN GHO GH
DJRVWR GH
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
TIPO DESCRIPCIÓN
I Fenómenos Naturales
IA Descargas Atmosféricas
II Condiciones Ambientales
Tipos de Fallas
SISTEMA DE PROTECCIÓN
Equipos Tasa de falla
Interruptor 47.16 %
TC y TP 0.47 %
Relé 4.74 %
Batería 47.16 %
Circuito 0.47 %
Fuente: Protección de SEP, Geraldo Kinderman
II Condiciones Ambientales
III Equipos, Materiales
IV Error Humano
V Terceros
VI Otras Causas
Fuente: CIER

‰ 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.
Consideraciones - Carga y Frecuencia
Toda variación de carga (MW) en el sistema, está estrechamente ligada
con la frecuencia del sistema
35
Generación
Transmisión Distribución
Potencia
Activa
*
*
*Q
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
Reactiva
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
Estabilidad
Angular
Estabilidad de
Tensión
Estabilidad de
Frecuencia
–Capacidad de mantenerse en equilibrio operativo después de una perturbación
–Depende de la naturaleza del evento y de las condiciones iniciales.
– Capacidad de mantener el sincronismo. – Capacidad de mantener la – Capacidad de mantener las tensiones
– Balance potencia reactiva
Tamaño del
Disturbio
DuraciónCorta
Duración
Estabilidad
de Pequeña
Señal
Estabilidad
Transitoria
Estabilidad de
Tensión ante
Gran Disturbio
Estabilidad de
Tensión ante
Pequeño Disturbio
– Capacidad de mantener el sincronismo.
– balance de torques electromagnético y
mecánico de la máquina síncrona
– Capacidad de mantener la
frecuencia en un rango nominal.
– Balance carga/ generación
– Balance potencia reactiva
– Equilibrio del control de tensión
Corta
Duración
Larga
Duración
Corta
Duración
Larga
Duración

‰ La estabilidad es la capacidad de un sistema de potencia de; dada cierta 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
11 įV ∠
P
Q
22 įV ∠
senȌ
X
VV
P
12
21
=
12
21
2
1
X
cosȌVV-V
Q =
1V Ψ 2V
2 LT en servicio
1 LT en servicio
G G
Carga
Línea 1
Línea 2

‰ Estabilidad de tensión: relacionada con la capacidad de un SEP de 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.
Sistema con
100%
Punto de
Inestabilidad
de Tensión
V
Potencia Transferida (MW)
Colapso de Tensión
Cambio Lento
Cambio Rápido
Estable
Inestable
100%
V
Estable
Inestable
Sistema con
Contingencia
Sistema sin
Contingencia

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

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)
Causas de las
operaciones
Incorrectas

Relé DistanciaRelé Distancia
• Onda Portadora
• Fibra óptica
• Microondas
Consideraciones – Sistemas de Protección LT
ttz1=0 ms
tz2=400ms
Protección de línea:
‰ Distancia 21,
‰ Sobrecorriente direccional – 67/67N
‰ Diferencial de línea – 87L
Protección de línea:
‰ Distancia 21,
‰ Sobrecorriente direccional – 67/67N
‰ Diferencial de línea – 87L
PL1 y PL2 redundante
‰ Func. principales: 21, 67N, 87L, 79, 25, 68
‰ Func. adicionales: SOFT, Falla fusible,WEI
Oscilografía, Localizador de falla.
PL1 y PL2 redundante
‰ Func. principales: 21, 67N, 87L, 79, 25, 68
‰ Func. adicionales: SOFT, Falla fusible,WEI
Oscilografía, Localizador de falla.
• Microondas
• Enlace satelital tz2=400ms
tz3=800ms
tz4=1500ms

DiferencialDiferencial DireccionalDireccional

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

DiferencialDiferencial

SobrecorrienteSobrecorriente

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

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

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

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

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

Contenido
1. Introducción
55

‰ Fenómeno de aumento de tensión a frecuencia industrial (60Hz) por encima de Vn.
‰ Caso típico: extremos de LT conectadas en vacío (efecto Ferranti).
‰ Saturación del núcleo magnético y consecuente incremento de la corriente 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
líneas de transmisión. 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.
Cortocircuito - Aspectos Generales
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.

‰ 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.
Cortocircuito
Descargas Atmosféricas
‰ 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).

‰ 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
Cortocircuitos Internos en Transformadores y Reactores
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.

‰ 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
Fase Abierta
afectar seriamente el equipamiento de
potencia conectado a la misma.
‰ 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
Sobrecarga
las conexiones y empalmes; y, cuando se trata de líneas de transmisión aéreas en la
dilatación del conductor que disminuye las distancias de seguridad.
0
10
20
30
40
50

‰ Producidas luego de un disturbio en el sistema hasta alcanzar un nuevo punto 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
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.
Saturación en Transformadores de Potencia y Reactores
operaciones previas.
‰ Dimensión del transformador.
‰ Nivel de saturación y propiedades magnéticas del núcleo.
‰ Impedancia del sistema.
‰ Elementos de control utilizados para la energización (resistencias de pre-inserción
o interruptores de mando sincronizado).

‰ Los TC’s de protección son susceptibles de saturarse en condiciones de falla,
provocando actuación inadecuada de las protecciones.
‰ Los factores de influencia son:
‰ Presencia de corriente DC en circuito primario. Situación a tomar en cuenta 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
Saturación en Transformadores de Corriente de Protección
‰ 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.

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

Contenido
1. Introducción
‰ Recursos Humanos
77
‰ Sistemas de Información
‰ Recursos Tecnológicos

Contenido
1. Introducción
78

Recursos para el Análisis de Perturbaciones
Recursos Humanos
8 ,
= ,1
=1 ,1
5I
Destrezas y habilidades (SABER HACER)
• Toma de decisiones
• Estudios de operación de SEP
• Utilización de SW de sistemas eléctricos
• Estudios de Coordinamiento de
Protecciones
Destrezas y habilidades (SABER HACER)
• Toma de decisiones
• Estudios de operación de SEP
• Utilización de SW de sistemas eléctricos
• Estudios de Coordinamiento de
Protecciones
Conocimientos (SABER):
• Ingeniero Electricista
• Sistemas eléctricos de potencia
• Operación de Sistemas Eléctricos
• Protección de Sistemas Eléctricos
• Alta Tensión
• Inglés
Conocimientos (SABER):
• Ingeniero Electricista
• Sistemas eléctricos de potencia
• Operación de Sistemas Eléctricos
• Protección de Sistemas Eléctricos
• Alta Tensión
• Inglés
8
8 ,
= Especialistas
Actitudes (SER):
• Orientación a resultados
• Construcción de redes colaborativas
• Mejoramiento continúo.
• Proactivo.
• Analítico
Actitudes (SER):
• Orientación a resultados
• Construcción de redes colaborativas
• Mejoramiento continúo.
• Proactivo.
• Analítico
8 ,
= ,1
=1 ,1
5I
8 ,
= ,1
=1 ,1
5I
8 ,
= ,1
=1 ,1
5I
8 ,
= ,1
=1 ,1
5I
Especialistas
de la empresa
y del Grupo
Empresarial
Especialistas de
Proveedores de
equipos y protecciones
Consultores
Especialistas
de otras
empresas

Contenido
1. Introducción
80
‰ Archivos COMTRADE

NIVELNIVEL
33
SUPERVISION Y CONTROL REMOTO
CENTRO DE CONTROL
NIVELNIVEL
22
SISTEMA DE SUPERVISION Y CONTROL
DESDE LA SALA DE CONTROL DE LA
SUPERVISON
NIVELNIVEL UNIDAD DE CONTROL DE BAHIA O
Recursos Tecnológicos - Centro de Control
81
NIVELNIVEL
11
UNIDAD DE CONTROL DE BAHIA O
TABLERO DE MANDO LOCAL
NIVELNIVEL
00
MANIOBRAS EN EL PATIO DE LLAVES
TABLERO DE MANDO DEL EQUIPO
Equipos del Sistema
de Potencia

*(1(5$'25
ORGANIZACION DE LA OPERACIÓN NACIONAL
/,(17(6 /,%5(6
225',1$'25 '(/
6,67(0$
',675,%8,'25 75$160,625
HQWUR GH RQWURO 5(3

INFORMACION
83
ACCION
'(,6,21(6
3ULQFLSDO 5HVSDOGR

RTU S900
DIAGRAMA DE BLOQUES DEL CONJUNTO DE LA ADECUACION
Recursos Tecnológicos
Tele-información de RTU al Centro de Control
84

Control system
Control level
Communication level
Diagnosis
IEC60870-5-101, IEC60870-5-104
DNP3, DNP3 over WAN
Recursos Tecnológicos - Supervisión de Subestación
85
RTU560
Station level / bay level
Communication level
Process level
Integrated HMI
Stationsbus IEC61850-8 IEC60870-5-103
DNP3, MODBUS
PLC

Redundant
HMI Server
HMI Clients
Recursos Tecnológicos
Supervisión de Subestación
86
“Full Server”
Station BusEthernet IEC61850
Profibus FMS
HMI Server
“Full Server”
‰ Configuración
Redundante Hot-Hot
‰ IEDs con IEC 61850
‰ IEDs con Profibus FMS
‰ RTUs con protocolos
“dual-master”

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

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

TWS2000 -HATAWAY
Recursos Tecnológicos - Localizadores de Falla

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
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
‰ No todas las perturbaciones requieren profundizar el análisis, pero si se requiere
seleccionarlo y registrarlo sistemáticamente para fines de análisis estadístico.
‰ Las perturbaciones que requiere mayor análisis del equipo de operación son las
que presentan anomalías en el equipamiento o instalaciones, sistema de potencia
o desempeño de la persona.
‰ Las ocurrencias graves se caracterizar por traer grandes consecuencias a los
consumidores, sistemas aislados o al sistema interconectado. Para estas
ocurrencias existe el equipo de trabajo con especialistas de análisis de la
operación y de la protección.

Contenido
1. Introducción
2. Comportamiento del Sistema Eléctrico Peruano en el Corto Plazo (AMA)
91
‰ Archivos COMTRADE

Sistemas de Información - Red de Gestión Operativa
Con Software se
toma el control de
la PC REMOTA
Centro de Control
la PC REMOTA
92 92
Trigger
26/08/2004
06:42:58a.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
2VFLORJUDItD GH OD OtQHD

Sistemas de Información - Red de Gestión Operativa
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
Centro de Control

Sistemas de Información - Sistema de Información Operativo
NOMBRE DE SUBESTACION
‰ Se registra información de la operación del sistema.
FIN
INICIO

Contenido
1. Introducción
3. Importancia del Análisis Fallas (HAT)
95
‰ Archivo Comtrade

‰ El formato COMTRADE es un formato estándar usado en las para trabajar con
registros oscilográficos
‰ Un registro oscilografíco en formato COMTRADE esta compuesto por:
*.hdr Archivo de Encabezamiento, comentarios sobre el registro, opcional.
*.cfg Archivo de Configuración.
*.dat Archivo de Datos, muestreo.
*.dg4 Cambios personalizados, opcional.
EL FORMATO COMTRADE
*.dg4 Cambios personalizados, opcional.
*.rio Archivo de de ajuste de protecciones, opcional.
‰ Los datos para los archivos COMTRADE puede ser obtenidos de los registradores de
fallas, relés digitales y programas de simulación transitoria como el ATP, EMTP.
‰ Los estándares que definen el Formato COMTRADE son:
IEEE Std C37.111-1991 (Modificaciones en el 97 y 98)
IEEE Std C37.111-1999
Pueden ser de dos tipos ASCII ó BINARIOS se recomienda emplear los ASCII.
96

‰ El Archivo de Encabezado “xxxxxxxx.HDR”
Este es un archivo de texto opcional creado por
el Originador de los datos COMTRADE,
típicamente a través de un editor de Texto como
el Notepad ó WordPad.
El creador del archivo de encabezado puede
incluir cualquier información que considere
necesaria ó importante.
Archivos COMTRADE - El Formato COMTRADE
Guadalupe
Guadalupe
Guadalupe
Guadalupe
220 kV
97
necesaria ó importante.
Guadalupe

‰ El Archivo de Configuración
“xxxxxxxx.CFG”
Este archivo contiene información
necesaria que para que un programa
computacional (SIGRA) interprete el
archivo de datos. Este archivo
contiene información tales como:
Antes de trabar con los archivos
COMTRADE se tiene que verificar los
siguiente:
Guadalupe
ƒ Nombre y Ubicación, Identificación del
registrador, año del Estándar.
ƒ Numero y tipo de canales.
ƒ Nombre de canales, Unidades, y factores de
conversión.
ƒ Frecuencia de la línea.
ƒ Tasa de muestreo y numero de muestras por
canal.
ƒ Fecha y hora del primer punto de datos.
ƒ Fecha y hora del punto de disparo
ƒ Tipo de archivo de datos
ƒ Time Stamp Multiplication Factor.
- Que las unidades sean A, V, kA, ó kV. Si
no fuera así reemplazarlos.
98

‰ El Archivo de Datos “xxxxxxxx.DAT”
El archivo de datos contiene valores en filas y columnas donde cada fila consiste de
una serie de valores de datos precedidos por dos números que indican la posición y
el tiempo de ocurrencia. Este archivo debe tener el mismo nombre de los archivos
de encabezamiento y de configuración y su extensión es DAT“.
99

SIGRA es un programa incluido dentro del DIGSI, este programa es usado para analizar
eventos en formato COMTRADE.
Las variables se pueden representar de las siguientes formas:
Diagramas en func. del tiempo Diagramas vectoriales
Archivos COMTRADE
Trabajando con Oscilografías y Archivos COMTRADE
100
Diagramas Circ. (Z y P) Armónicos
Tabla de datos

Para cargar el SIGRA:
Inicio/programas/Siemens Energy/SIGRA 4.3
Cuando se abre, el programa le preguntara si desea asignar canales, haga click
Archivos COMTRADE
101
Cuando se abre, el programa le preguntara si desea asignar canales, haga click
en “SI”, si ya están asignados no aparecerá esta pantalla.

Asigne las señales:
IL1, IL2, IL3, IE
UL1E, UL2E, UL3E
para obtener todas señales analógicas
disponibles.
En algunos casos se puede obviar IE.
Asignando señales y configurando el “SIGRA”
Archivos COMTRADE
102
En algunos casos se puede obviar IE.
K1: nos representa la línea 1.

Valores para el cálculo de impedancia:
Si desea calcular la impedancia fase a
tierra ingrese los valores RE/RL y XE/XL.
Archivos COMTRADE
103

Asignar línea acoplada:
Si tiene línea paralela con acoplamiento
mutuo ingresar los valores de:
RM/RL y XM/XL.
Donde la línea K1 es acoplada con uno
Archivos COMTRADE
104
Donde la línea K1 es acoplada con uno
de las líneas K.

Cargar un segundo registro:
1. Cargar el primer registro.
2. Edit - Fault record - Add (abrir el nuevo registro)
3. Ok
Archivos COMTRADE
105

Sincronizar dos registros:
1. Sincronizar los dos registros.
2. Edit - Synchronous Fault Records
3. Ok
Archivos COMTRADE
106

Convertir dos archivos comtrade en Uno:
1. File - Comtrade Export…
2. Seleccionar señales
3. Save, nombrar y ubicar
Para exportar todo el registro, primero en:
View - Zoom - optimize
Archivos COMTRADE
107

Localización del relé SIEMENS:
Archivos COMTRADE
108

1. View - Fault locator
2. Ok
Localización de fallas:
Archivos COMTRADE
109

X/Ohm(primary)
50
75
100
125
150
Archivo .rio:
Archivos COMTRADE
110
Z1E Z1BE Z2E Z3E Z4E Z5E ZL1E*
ZL2E* ZL3E*
R/Ohm(primary)
-400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400
X/Ohm(primary)
-75
-50
-25
0
25
50

Archivo .rio:
P2
P3
P4
Archivos COMTRADE
111
Se puede adicionar mas puntos, el
polígono forma en forma según la
secuencia ingresada en forma anti
horaria.
Fase
tierra
P1
P2
P3
P4
P5
P1
P5

Contenido
1. Introducción
112
‰ Normatividad
‰ Procesos Internos de REP
‰ Metodología
7. Análisis de perturbaciones - Casos Aplicativos de Análisis de fallas en el
sistema de transmisión

Metodología y criterios para el Análisis de Perturbaciones
Normatividad
(9(172(9(172
,1)250( 35(/,0,1$5 '(/ $*(17(
,1)250( 35(/,0,1$5 '(/ 225',1$5
,1)250( ),1$/ '( /26 $*(17(6 ,192/85$'26
,1)250( ),1$/ '(/ 225',1$'25
02:30h
04:00h
60:00h
72:00h
NTCOTR
113
,7$,Ð1 $/ 20,7e 7e1,2 '( $1É/,6,6 '( )$//$6 7$)

,1)250( 7e1,2 '(/ 7$)
$6,*1$,Ð1 '( 5(63216$%,/,'$' 2(6

),1
4 días
Informe
Complementario del Agente
30 días
20 días
NTCSE
É/8/2 '( /$6 203(16$,21(6 325 176( 45 días

Contenido
1. Introducción
3. Importancia del Análisis Fallas (HAT)
114
‰ Normatividad
‰ Metodología

La gerencia Planea y
Programa la Operación.
Los mejoramientos se
alcanzan cuando se
estandarizan y se aseguran
resultados sistemáticamente
23
Programación
23
Planificación
*3
Administración de SOM
Proyectos de mejora
Proceso Interno de REP
115
Los Programas se
transforman en acciones
que se realizan en el Día a
Día.
Se evalúan los
resultados frente a las
metas planteadas.
23
Ejecución
23
Evaluación

‡ *HVWLyQ GH ORV FRQWDGRUHV GH HQHUJtD
SDUD FRQWDELOL]DU OD HQHUJtD WUDQVPLWLGD
‡ 5HSRUWDU ORV VHPiIRURV GH DSOLFDFLyQ GH
OD 176(
‡ DOFXODU UHSRUWDU DO 26,1(5* ODV
FRPSHQVDFLRQHV SRU DSOLFDFLyQ GH OD
176(
‡ $QDOL]DU ODV SHUWXUEDFLRQHV GHO
VLVWHPD HOpFWULFR
‡ 6HJXLPLHQWR D OD HMHFXFLyQ GH ODV
UHFRPHQGDFLRQHV GHO DQiOLVLV GH IDOODV
‡ (YDOXDFLyQ GH ORV SURJUDPDV GH
LQWHUYHQFLRQHV HQ OD UHG
‡ iOFXOR GH LQGLFDGRUHV RSHUDWLYRV GH OD
UHG
‡ (ODERUDU UHSRUWHV HVWDGtVWLFRV GH
SHUWXUEDFLRQHV GLVSRQLELOLGDG GH OD UHG
116116
VLVWHPD HOpFWULFR
(ODERUDU LQIRUPHV ILQDOHV GH IDOODV

,PSHGDQFLD YLVWD SRU HO UHOp
8 ,
= ,1
=1 ,1
5I
%
$
=RQD $
=RQD $
=$
=RQD $
0tQLPR
;/$% ;/%

1R DOFDQ]DU
OD EDUUD GH %7
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

RPLWp GH 2SHUDFLyQ (FRQyPLFD
GHO 6LVWHPD
/,(17(6
,17(5126
(;7(5126
Proceso Interno de REP – Elaboración Informe Final
Informe Final de Fallas
117
20,7e 7e1,2 '(
$1È/,6,6 '( )$//$6 '( 5(3
Departamentos de
Transmisión
1. Norte
2. Centro
3. Este
4. Sur
Mantenimiento
Especializado
1. Equipos de patio
2. Líneas de Transmisión
ProyectosEquipo de Evaluación
de la Operación
1. Análisis Operativo
2. Operación en Tiempo
Real

Recuperación
Información
Procesamiento
Información
Seguimiento
Anomalías
Reporte
Informe
Entrada Salida
118
Retroalimentación

Recuperación de la InformaciónRecuperación de la Información
Elemento
Fallado
Relés
Sistema Control
Asistente
REGOSCADA
119
Asistente
Subestación
REGOSCADA
Sistema
Información
Equipo
Evaluación
Operación
Información
disponible

Procesamiento de la InformaciónProcesamiento de la Información
Equipo
Evaluación
Operación
Centro
Control
Información
disponible
Información
Disponible
Sistema
Información
Mantenimiento
Especializado
Asistente
Subestaciones
Informe
Subestación
Información
Especializada
120
SIGO
Información procesada
disponible
Información
Analizada
Información
Analizada

Proceso Interno de REP – Reporte de Informes
Equipo
Evaluación
Operación
Centro
Control
COES
SIGO
Informe final
Reporte Anomalías
Reporte Recomendaciones Informe Preliminar
Informe Preliminar (2h)Informe Final (60h)
Informes y Reportes
121
Sistema
Información
Informe Preliminar
Informe final
Reporte Anomalías
Reporte Recomendaciones
Informes y Reportes
Disponibles para los usuarios
Ejecución
Mantenimiento
Avisos de anomalía en SAP
SAP
Notificación Avisos

Proceso Interno de REP – Seguimiento de Anomalías
SAP
Atención
de aviso
122
Equipo
Evaluación
Operación
SIGO
Mantenimiento
Anomalía
atendida
Conocimiento
anomalía atendida
118
1 ,1
5I
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
v A/kV
-200
-100
0
100
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
v B/kV
-200
-100
0
100
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
v C/kV
-200
-100
0
100
U0*
t/s
-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
U0*/k V
0
5
10

Contenido
1. Introducción
123
‰ Normatividad
‰ Metodología

‰Recopilación de Insumos: (oscilografías de la ocurrencia, datos del evento de
desconexión forzada de los interruptores, señalizaciones de los equipos de
protección y automatismos digitales, señalización visuales en la subestación,
maniobras de operación desconexión y reposición del sistema, datos de
parametrización de los relés, esquemas funcionales, informes de mantenimiento
de subestaciones, informe preliminar de falla elaborado por OTR, informe
preliminar de subestaciones y líneas).
Proceso Interno de REP - Metodología
124
‰ Clasificación de las
oscilografías.
9Prioridad 1: Oscilografías del
relé del elemento fallado.
9Prioridad 2: Oscilografías de
los relés de la subestación pero
no del elemento fallado.
9Prioridad 3: Oscilografías de
otras subestaciones que son
necesarias para el análisis).

Mínimamente se requiere.
‰ Tipo de falla en cuanto a su naturaleza
eléctrica (cortocircuito, fase abierta, sobre o
mínima tención, sobre o mínima frecuencia,
ferrorresonancia, presencia de armónicos,
etc.).
‰ Identificación de las fases afectadas con o
sin tierra.
‰ Determinación del tiempo de actuación de
la protección, tiempo de desconexión del
Proceso Interno de REP – Análisis de Oscilografías
125
la protección, tiempo de desconexión del
interruptor y duración de la falla.
‰ Confirmación del recierre automático y su
tiempo de operación.
‰ Medida de las condiciones operativas pre
falla (tensión, corriente y potencia)
‰ Medida de las condiciones de falla
(corriente de cortocircuito y tensión en las 3
fases)
‰ Medida de las condiciones operativas pos
falla (tensión, corriente y potencia) en caso
la falla sea externa.

Mínimamente se requiere
‰ Identificación de la desconexión y
confirmación de la desconexión
automática de los interruptores.
‰ Constatación de eventuales fallas en
el interruptor.
‰ Constatación de las funciones de
Proceso Interno de REP – Análisis de eventos y señales
126
‰ Constatación de las funciones de
protección actuantes.
‰ Constatación de la actuación de las
señalizaciones locales y remotas.
‰ Constatación de las protecciones
actuantes con las fases actuantes.
‰ Confirmación del tiempo de
actuación de la protección.

Es deseable y esclarecedor que haya.
‰ Identificación, constatación o confirmación de
problemas físicos en la red o equipos
eventualmente detectados por la protección.
‰ Identificación o constatación de la existencia de
un factor agravante (lluvias, vientos, rayos,
nieve, eventos extraordinarios, etc.)
causas contributivas a la falla (horario punta,
cargas especiales, etc.)
Proceso Interno de REP – Análisis de Inf. de Op. y Mant.
127
cargas especiales, etc.)
errores humanos o actuaciones accidentales
propias de la empresa.
acciones humanos de empresas ajenas.
‰ o actuaciones accidentales propias de la
empresa.
‰ Constatación o confirmación de ocurrencias
semejantes al anterior.

Este análisis se efectúa sobre la protección
cuando actúa o cuando deja de actuar.
‰ Identificar datos del instante de la falla .
‰ Identificar el circuito, trecho del circuito o
componente de la subestación donde
ocurrió la falla.
‰ Identificar la naturaleza de la falla y su
causa.
Proceso Interno de REP – Análisis del desempeño de la
protección
128
causa.
‰ Centrar la atención en las protecciones
del elemento fallado.
‰ Verificar la existencia de oscilografías del
elemento fallado (prioridad 1).
‰ Verificar la existencia de oscilografías de
los relés de elementos externos (prioridad
2, 3).
‰ Identificar las funciones de protección que
actuaron y dejaron de actuar para el
elemento fallado

Con la corriente de cortocircuito y el ajuste del
relé de protección se evalúa la actuación de
cada función de la protección y se califica su
desempeño se clasifica como:
‰ Actuación correcta (cuando la función
actúa para lo que fue prevista)
‰ Actuación correcta aceptable (cuando la
función actúa coherentemente a sus
ajustes y filosofía).
‰ Actuación incorrecta (cuando la función
Proceso Interno de REP – Análisis del desempeño de la
protección
129
‰ Actuación incorrecta (cuando la función
actúa para lo que no fue prevista).
‰ Actuación accidental (cuando la función
actúa como consecuencia de factores
externos sin presencia de falla en la red).
‰ No actuación (cuando la función deja de
actuar al existir las condiciones y
necesidad de actuar).
‰ Actuación sin datos para análisis (cuando
con la información disponible no es posible
evaluar el desempeño del relé).
X

Contenido
1. Introducción
130
7. Análisis de perturbaciones - Casos Aplicativos de Análisis de fallas en
el sistema de transmisión

Contenido
1. Introducción
2. Importancia del análisis de las perturbaciones y recursos necesarios
3. Análisis de perturbaciones
4. Metodología y criterios de evaluación
5. Comportamiento del sistema eléctrico de transmisión
7. Recursos de oscilografías y registros de eventos.
131
8. Casos Aplicativos - Análisis de fallas en Sistemas de transmisión
‰ Análisis de Fallas en Líneas de Transmisión
‰ Recierre exitoso de la L-2232 Chimbote –Trujillo
‰ Recierre no exitoso de la L-2232 Chimbote –Trujillo
‰ Desconexión por falla bifásica a tierra de L-1008
‰ Desconexión por falla trifásica L-1125
‰ Desconexión Línea L-1122 Tingo María – Aucayacu 138kV
‰ Pérdida de la Interconexión Mantaro - Socabaya

ͲϮϮϯϮ
ͲϮϮϯϯ
Casos Aplicativos: Fallas en Líneas de Transmisión
Recierre exitoso de la Línea L-2232 Trujillo – Chimbote
Descripción del evento
dƌƵũŝůůŽŚŝŵďŽƚĞ
EVENTO: Recierre monofásico exitoso de la fase S en la Línea L-2232
(Chimbote - Trujillo 220 kV).
DÍA: Ocurrida el 13 de marzo de 2010 a las 07:34 a.m.
UBICACIÓN: 75.6 km de la SE. Chimbote
CONSECUENCIA: No hubo restricción de suministro. Las protecciones se
desempeñaron correctamente.

t/s
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8
iL1/kA
-2
-1
0
1
t/s
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8
iL2/kA
-2
-1
0
1
t/s
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8
iL3/kA
-2
-1
0
1
t/s
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8
iE/kA
-2
-1
0
1
t/s
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8
uL1/kV
-100
0
100
Pre falla
Falla
RecierreRecierre Post FallaPost Falla
t/s
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8
uL2/kV
-100
0
100
t/s
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8
uL3/kV
-100
0
100
t/s
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8
AR CLOSE Cmd.
Relay TRIP L2
CB Aux. L3
CB Aux. L2
CB Aux. L1
EF Tele SEND
EF forward
EF 3I0p Pickup
EF 3I0 Pickup
EF Pickup
EF Rec.Ch1
DisTRIP Z1B Tel
Dis.TripZ1/1p
Dis. forward
Dis.Pickup E
Dis.Pickup L2
Dis.T.SEND
DisTel Rec.Ch1
Señales DigitalesSeñales Digitales

dƌƵũŝůůŽ
ͲϮϮϯϮ
ŚŝŵďŽƚĞ
ͲϮϮϯϯ
ϭϮϰ
Dt
ϭϮϰ
Dt
Condiciones Operativas previas.
+90°
-90°
±180° 0°
150.0 kV400.0 A
uL3
uL2
uL1
iE
iL3
iL2
iL1

Registro de oscilografías
dƌƵũŝůůŽ
ͲϮϮϯϮ
ŚŝŵďŽƚĞ
ͲϮϮϯϯ
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL1/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL2/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL3/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iE/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL1/kA
-2
-1
0
1
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL2/kA
-2
-1
0
1
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL3/kA
-2
-1
0
1
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iE/kA
-2
-1
0
1
64ms
704ms
74ms 650ms

Registro de SOE rele

Diagrama de impedancia durante la falla
dƌƵũŝůůŽ
ͲϮϮϯϮ
ŚŝŵďŽƚĞ
ͲϮϮϯϯ

Contenido
1. Introducción
138
‰ Recierre no exitoso
‰ Desconexión por falla bifásica a tierra
‰ Desconexión por falla bifásica.
‰ Desconexión por falla trifásica
‰ Desconexión por falla monofásica evolutiva

Recierre no exitoso de la Línea L-2232 Trujillo – Chimbote
Descripción del Evento y Zona de análisis
ͲϮϮϯϮ
ͲϮϮϯϯ
EVENTO: Recierre monofásico no exitoso de la fase S en la Línea L-2232
(Chimbote - Trujillo 220 kV).
DÍA: Ocurrida el 10 de marzo de 2010 a las 07:29 a.m.
UBICACIÓN: 79.1km de la SE. Chimbote

t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL1/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL2/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL3/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iE/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
uL1/kV
-200
-100
0
100
Pre falla
Falla
RecierreRecierre
Cierre en
falla
Cierre en
falla
t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
uL2/kV
-200
-100
0
100
t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
uL3/kV
-200
-100
0
100
t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
1pole open L2
Line closure
CB1S CLOS
CB1R CLOS
AR CLOSE Cmd.
Relay TRIP L3
Relay TRIP L2
Relay TRIP L1
EF Tele SEND
EF Trip
EF forward
EF 3I0p Pickup
EF 3I0 Pickup
EF Rec.Ch1
DisTRIP Z1B Tel
Dis.TripZ1/1p
Dis. forward
Dis.Pickup E
Dis.Pickup L2
Dis.T.SEND
DisTel Rec.Ch1

Condiciones previas
dƌƵũŝůůŽ
ͲϮϮϯϮ
ŚŝŵďŽƚĞ
ͲϮϮϯϯ
ϭϯϭ
Dt
ϭϯϭ
Dt
+90°
-90°
±180° 0°
60.0 V600.0 mA
uL3
uL2
uL1iL3
iL2
iL1
+90°
-90°
±180° 0°
60.0 V2.0 A
uL3
uL2
uL1
iE
iL3
iL2
iL1
iL1 iL2 iL3
iE uL1 uL2
uL3
+90°
-90°
±180° 0°
400.0 A
iE
iL3
iL2
iL1
+90°
-90°
±180° 0°
1.0 kA
iE
iL3
iL2
iL1
iL1 iL2 iL3
iE

ͲϮϮϯϮ
ͲϮϮϯϯ
t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL1/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL2/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iL3/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1
iE/kA
-1.0
0.0
1.0
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
iL1/kA
-2
-1
0
1
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
iL2/kA
-2
-1
0
1
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
iL3/kA
-2
-1
0
1
t/s
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
iE/kA
-2
-1
0
1

dƌƵũŝůůŽ
ͲϮϮϯϮ
ŚŝŵďŽƚĞ
ͲϮϮϯϯ

Contenido
1. Introducción
144
‰ Desconexión por falla bifásica.
‰ Desconexión por falla trifásica
‰ Desconexión por falla monofásica evolutiva

Desconexión de la Línea L-1008 Tintaya – Callalli falla bifásica
Descripción del evento
d/Ed z
ͲϭϬϬϴ
/
EVENTO: Desconexión de la línea L-1008 (Callalli – Tintaya) de 138 kV.
debido a falla bifásica RS a tierra
DÍA: Ocurrida el 19 de marzo de 2010 a las 06:22 p.m.
UBICACIÓN: 14.2 km de la SE. Callalli

t/s
-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
K1:iL1/kA
-2
-1
0
1
t/s
-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
K1:iL2/kA
-2
-1
0
1
t/s
-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
K1:iL3/kA
-2
-1
0
1
t/s
-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
K1:iE/kA
-2
-1
0
1
t/s
-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
K1:uL1/kV
-100
0
t/s
-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
K1:uL2/kV
-100
0
Pre falla
Falla Post FallaPost Falla
t/s
-100
t/s
-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
K1:uL3/kV
-100
0
t/s
-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
K1:uSYN2/kV
-100
-50
0
50
t/s
-0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
AR is blocked
AR in progress
AR not ready
Relay TRIP
Relay TRIP L3
Relay TRIP L2
Relay TRIP L1
Relay PICKUP E
Relay PICKUP L3
Relay PICKUP L2
Relay PICKUP L1
Relay PICKUP
CB1 Pole L3
CB1 Pole L2
CB1 Pole L1
EF Tele SEND
EF Pickup
EF Rec.Ch1
Dis.Pickup E
Dis.Pickup L3
Dis.Pickup L2
Dis.Pickup L1
Dis.T.SEND
DisTel Rec.Ch1

Condiciones previas
d/Ed z
ͲϭϬϬϴ
/
+90° +90°+90° +90°
13.7MW
+90°
-90°
±180° 0°
80.0 kV80.0 A
K1:uL3
K1:uL2
K1:uL1
K1:iL3
K1:iL2
K1:iL1
+90°
-90°
±180° 0°
80.0 kV1.5 kA
K1:uL3
K1:uL2K1:uL1
K1:iE
K1:iL3
K1:iL2
K1:iL1
K1:iL1 K1:iL2
K1:iL3 K1:iE
K1:uL1 K1:uL2
K1:uL3
+90°
-90°
±180° 0°
80.0 kV80.0 A
K1:uL3
K1:uL2
K1:uL1
K1:iL3
K1:iL2
K1:iL1
+90°
-90°
±180° 0°
80.0 kV1.5 kA
K1:uL3
K1:uL2K1:uL1
K1:iE
K1:iL3
K1:iL2
K1:iL1
K1:iL1 K1:iL2
K1:iL3 K1:iE
K1:uL1 K1:uL2
K1:uL3
+90°
-90°
±180° 0°
80.0 kV80.0 A
uL3
uL2
uL1
iL3 iL2
iL1
+90°
-90°
±180° 0°
80.0 kV800.0 A
uL3
uL2
uL1
iE
iL3
iL2
iL1
iL1 iL2 iL3
iE uL1 uL2
uL3
+90°
-90°
±180° 0°
80.0 kV80.0 A
uL3
uL2
uL1
iL3 iL2
iL1
+90°
-90°
±180° 0°
80.0 kV800.0 A
uL3
uL2
uL1
iE
iL3
iL2
iL1
iL1 iL2 iL3
iE uL1 uL2
uL3

d/Ed z
ͲϭϬϬϴ
/

Contenido
1. Introducción
150

Desconexión Línea L-1122 Tingo María - Aucayacu
Configuración del Sistema Tingo María – Aucayacu - Tocache
151
EVENTO: Falla monofásica en la fase “R” de la línea L-1122 (Tingo María –
Aucayacu)
DÍA: 9 de diciembre de 2008
HORA: 22:07:52 horas
UBICACIÓN: 29.9 km de la SE. Tingo María
CONSECUENCIA: Desconexión de la línea L-1122 y transformador T28 de la SE.
Aucayacu.
Desconexión de la línea L-1124 (Aucayacu Tocache 138kV) .
Interrupción del servicio de Aucayacu y Tocache

Descripción del Evento
‰ Se produce una falla monofásica en la fase “R” de la línea L-1122. La misma se
produjo debido a una pérdida de aislamiento en una cadena de aisladores debido a
una descarga atmosférica a 29.9 km de la SE. Tingo María.
152
‰ Las cargas en Aucayacu y Tocache era de 1 MW y 2.2 MW respectivamente.
‰ La línea L-1122 es de 44.2 km y la L-1124 de 107.8 km .
‰ Sistema radial desde Tingo María hasta Tocache, con baja transferencia de carga.
‰ Potencia de cortocircuito en Tingo María 138kV igual a 2.3 kA.

‰ A los 531 ms desconecta el transformador T28-162 por actuación de su protección
de sobrecorriente a tierra
153

‰ A los 605 ms la protección 21 de la línea L-1122, en la SE. Tingo María ordena
disparo trifásico del interruptor IN-2472 (aparentemente en tiempo de zona 2).
‰ Solo abrieron las fases “R” y “T”.
154

‰ A los 2.42 s al continuar la fase “S” del interruptor IN-4272 cerrada actúa la
protección de discordancia de polos ordenando disparo trifásico, sin embargo el
interruptor continuó cerrado.
‰ A los 3.63 s se produjo la desconexión de la línea L-1124 por actuación de su
protección de sobretensión
155

‰ Se interrumpió el servicio de las cargas alimentadas desde las subestaciones
Aucayacu y Tocache.
‰ El interruptor IN-4272 se cerró a las 22:10:57 reponiendo la línea L-1122 (3 minutos
después de la falla) empezando la recuperación de los suministros interrumpidos de
manera normal.
‰ La fase “S” del interruptor IN-4272 no abrió.
156

‰ La línea L-1122 en la SE. Tocache no contaba en la fecha de la falla con protección
alguna por lo que el interruptor IN-4080 siempre queda cerrado para eventos de falla
en la línea. Esto porque el sistema Tingo María – Aucayacu – Tocache era
totalmente radial.
‰ La protección de la línea L-1122 en la SE. Tingo María no contaba con esquema de
recierre (sistema radial).
‰ La protección de la línea L-1122 constaba con un solo relé de distancia (7SA511)
Análisis de la Falla: Cuestiones Adicionales a tener en Cuenta
para el Análisis
157

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