Analisis AdP

1 Derechos Reservados: ISA - 16/03/2009 Se prohibe la reproducción total o parcial de este documento sin autorización previa escrita

PLAN DE FORMACIÓN INTEGRAL 2004

ANÁLISIS DE PERTURBACIONES

Centro de Supervisión y Maniobras

Facilitador

Luis Everley Llano Zuleta

24 horas

Mayo de 2004

Medellín

INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P.

PFI 2004 - CSM

Análisis de Pertubaciones

i Derechos Reservados: ISA - 16/03/2009 Se prohibe la reproducción total o parcial de este documento sin autorización previa escrita

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN................................................................................ 1 2. CONCEPTOS GENERALES.............................................................. 2

2.1 Dependencias y entidades relacionadas con el proceso.................. 3 3. MARCO REGULATORIO CONCEPTUAL......................................... 5

3.1 Resolución CREG 025 de 1995: Código de Redes.......................... 5 3.2 Resolución CREG 080 de 1999 ..................................................... 10 3.3 Resolución CREG 061 de 2000 ..................................................... 12

4. INDICADORES Y EL ANÁLISIS DE PERTURBACIONES.............. 18 5. HERRAMIENTAS PARA EL ANÁLISIS DE PERTURBACIONES .. 20 6. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS DE PERTURBACIONES ............ 25

6.1 Recopilación y análisis de la información....................................... 25 6.2 Análisis del evento ......................................................................... 26 6.3 Sistema de Información para la Gestión Operativa (SIGO)............ 28 6.4 Informes estadísticos de perturbaciones de SIGO......................... 37

7. COMO REALIZAR UN ANÁLISIS DE PERTURBACIONES ........... 47 7.1 Comenzando con el análisis........................................................... 47 7.2 El restablecimiento ......................................................................... 47 7.3 Análisis de más detalle................................................................... 49

8. LECTURAS RECOMENDADAS ...................................................... 58 9. BIBLIOGRAFIA................................................................................ 59

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ii Derechos Reservados: ISA - 16/03/2009 Se prohibe la reproducción total o parcial de este documento sin autorización previa escrita

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Procedimiento cálculo de compensaciones ...................................................... 13 Figura 2. Unidades constructivas...................................................................................... 15 Figura 3. Unidades constructivas de subestaciones ........................................................ 17 Figura 4. Niveles de aplicación del CGI ........................................................................... 18 Figura 5. SOE Nacional para una falla en San Carlos - Cerromatoso 1 a 500 kV. .......... 21 Figura 6. Datos del registrador de fallas de Yumbo. ........................................................ 23 Figura 7. Localización de sensores [4] ............................................................................. 24 Figura 8. Diagrama de bloques para la metodología de análisis de perturbaciones........ 29 Figura 9. Ejemplo de detalles para un evento en circuito en SIGO.................................. 31 Figura 10. Ejemplo de registro de secuencia de una perturbación en SIGO ................... 31 Figura 11. Ejemplo de calificación del desempeño de los relés en SIGO........................ 32 Figura 12. Ejemplo de registro de anomalía en SIGO...................................................... 32 Figura 13. Histórico de perturbaciones en la red de ISA en el STN................................. 37 Figura 14. Selectividad y necesidad de las salidas Activos de Uso. Año 2003................ 38 Figura 15. Causas de disparos no selectivos y no necesarios......................................... 38 Figura 16. Evolución selectividad y necesidad en salidas................................................ 39 Figura 17. Efectividad y oportunidad del recierre ............................................................. 40

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1. INTRODUCCIÓN

Las desconexiones forzadas, intempestivas automáticas o de emergencia, en líneas de transmisión, generadores, transformadores de potencia, reactores y condensadores son sucesos inevitables en el funcionamiento normal de un sistema eléctrico de potencia, que comprometen reiteradamente la disponibilidad, calidad y confiabilidad llegando a afectar en muchas ocasiones, la continuidad en el suministro de energía. Es por esto y proyectados hacia la prestación de un excelente servicio para los clientes que es necesario evaluar todos y cada uno de estos eventos, con el fin de calificar, mejorar y corregir el funcionamiento de los equipos. Este documento desarrolla el tema de “Análisis de Perturbaciones en Sistemas de Potencia” partiendo de los conceptos generales, que permiten dar el enfoque necesario de aplicación de esta actividad; seguido del marco conceptual regulatorio, en el que se presenta la reglamentación relacionada; posteriormente con los indicadores de gestión empresariales, mostrando su relación con esta actividad y finalmente, describe la metodología propia que la soporta. Los objetivos específicos son: Dar información actualizada al personal del CSM de la metodología en SIGO para el registro del análisis de perturbaciones que afectan los servicios de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y Conexión al STN1. Reforzar el marco regulatorio general relacionado con la CREG y los Indices internos de ISA, que hacen del análisis de perturbaciones un actor importante en el sostenimiento de la calidad de los servicios de Transporte de Energía en el STN y Conexión al STN. Identificar y precisar, en conjunto con los asistentes del curso, las oportunidades y acciones que permitan un mejor desarrollo de este proceso en el CSM. Presentar sugerencias prácticas para realizar el análisis de perturbaciones

1 Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.

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2. CONCEPTOS GENERALES

El análisis de las perturbaciones, que afectan el funcionamiento normal de un sistema eléctrico de potencia, es una actividad de aplicación obligatoria en todas las empresas dedicadas a su operación y mantenimiento. El proceso de Análisis de Perturbaciones es el conjunto de actividades mediante las cuales se realiza la evaluación de las ocurrencias forzadas en el sistema eléctrico de potencia, se generan y administran datos de fallas, se detectan las anomalías, se generan las recomendaciones derivadas del análisis y se hace el seguimiento respectivo de las anomalías y recomendaciones. Es posible entonces, a partir de estas actividades, conocer la incidencia del evento en el sistema y establecer el correcto o incorrecto funcionamiento del equipo en general asociado con el evento, con los objetivos de tomar providencias, hacer prevenciones futuras, proyectar aplicaciones de mantenimiento y operación y generar información estadística, contribuyendo a la creación de un sistema cada vez más confiable y respondiendo adecuadamente a las necesidades que surgen de la operación del sistema. Las principales actividades relacionadas con el proceso de Análisis de Perturbaciones son: • Recuperación de toda la información disponible acerca del evento en

consideración (SOE, Registros de fallas, reportes de relés de protección) • Evaluación y validación de la información. • Análisis del evento: Activos fallados (causas y ubicaciones), desempeños

de relés de protección, anomalías y recomendaciones, entre otros. • Documentación del análisis (descripción del evento, los análisis efectuados,

las conclusiones, anomalías y recomendaciones, entre otros ). • Reporte del informe a las dependencias que correspondan. • Seguimiento a las anomalías y recomendaciones derivadas del análisis. • Reporte estadístico de perturbaciones. Se diferencia este proceso de aquellos que tratan el análisis especializado de las fallas en los equipos. El contexto en que se aplica es orientado a la parte sistémica, es decir, la parte relacionada con el comportamiento del sistema eléctrico de potencia frente a condiciones anormales de operación. La figura siguiente muestra la ubicación del proceso dentro del organigrama corporativo. Aunque la incidencia inmediata de las perturbaciones se presenta en las actividades de la operación, el análisis de las mismas es transversal en las áreas técnicas de la empresa. Esto significa que en él participan desde personal de operación y mantenimiento hasta personal de proyectos y planeamiento.

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SERVICIO TRANSPORTE DE ENERGÍA

GERENCIA DEPRODUCCIÓN

GESTIONAR LA RED MANTENER LA RED

GERENCIACONSTRUCCIÓN

GERENCIASTE

Realizar Análisis

Preoperativo

Ejecutar Supervisión

y maniobras

Evaluar la operación

de la red

Elaborar los estudios yajustes para coordinaciónde proteccionesGestionar consignación.

Supervisar elfuncionamiento de la red

Operar equipos de subestaciones

Elaborar Estadísticas de la red

Análisis perturbaciones

2.1 Dependencias y entidades relacionadas con el proceso

En este proceso participan primariamente, en su orden: • El Centro de Supervisión y Maniobras (CSM) tiene entre sus

responsabilidades la adquisición de los datos de la Red Nacional de Protecciones, SOE y Registradores de Falla. Adicionalmente, es la dependencia que tiene contacto permanente con el personal asistente en las subestaciones y el CND, con los encargados de la ejecución de los mantenimientos y con los disponibles de los procesos de operación y mantenimiento. También es responsable de la evaluación en tiempo real de las perturbaciones que afecten la red de transporte de energía de ISA. Esta dependencia informa al CND el estado de disponibilidad de las componentes de la red de transporte de energía de ISA inmediatamente después de una falla o de un mantenimiento. Generalmente recibe en primera instancia la información de la perturbación, reportado en sus dispositivos de supervisión (SINAUT) o por otros medios

• El Centro de Control del CND, como encargada de la operación del Sistema

Interconectado Nacional. También es responsable de la evaluación en tiempo real de los eventos que afecten la calidad y continuidad de la energía suministrada en los puntos de conexión del Sistema de Transmisión Nacional.

• La Dirección Gestión Red. Responsable del proceso de análisis de

perturbaciones en sus actividades de análisis de la información, análisis de la ocurrencia forzada, clasificación de los eventos en la ocurrencia forzada,

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realización de los informes, reporte del informe a las dependencias que corresponden, seguimiento a las anomalías y recomendaciones derivas del análisis y reportes estadísticos de perturbaciones. Igualmente, responsable por los estudios y coordinación de protecciones de la red d e ISA.

• Los Centros de Transmisión de Energía ( CTE’s) y/o la Dirección Gestión

Mantenimiento como responsables del mantenimiento, reparación de los componentes de la red de transporte de energía de ISA, gestión de garantías, entre otros.

• El equipo post-operativo y de protecciones del CND, responsables de la

evaluación pos-operativa de los eventos que afecten la calidad y continuidad de la energía suministrada en los puntos de conexión del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

• Otras empresas del sector eléctrico que comparten el derecho de

propiedad de componentes del sistema eléctrico con ISA u operan elementos del sistema en puntos frontera con la red de ISA. En estos casos se realiza la solicitud de información del evento a la otra empresa y se interactúa para compartir los análisis respectivos del evento.

El proceso de análisis de perturbaciones es de carácter corporativo e involucra y relaciona las actividades de muchas otras dependencias de la Empresa no mencionadas en el listado anterior, así por ejemplo, en ocasiones es necesario el apoyo de las dependencias de las Gerencias del STE y de Construcción y Materiales para la evaluación de algunos eventos.

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3. MARCO REGULATORIO CONCEPTUAL

3.1 Resolución CREG 025 de 1995: Código de Redes

Con la expedición de la resolución 025 del 13 de julio de 1995, denominada “Código de Redes”, la CREG institucionalizó los primeros conceptos básicos para tener en cuenta en el análisis de perturbaciones. Estos fueron: • Del Código de Planeamiento de la expansión del STN: El STN se debe planear en concordancia con la planeación de la generación para que, entre Transportadores y Generadores - bajo la coordinación del CND-, garanticen los siguientes aspectos: - El sistema debe permanecer estable bajo una falla trifásica a tierra en uno

de los circuitos del sistema de 220 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.

- El sistema debe permanecer estable bajo una falla monofásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 500 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.

- Una vez despejada la falla, la tensión no debe permanecer por debajo de 0,8 p.u. por más de 700 ms.

- No se permiten sobrecargas en las líneas ni en los transformadores. La cargabilidad de los transformadores se determina por la capacidad nominal en MVA y para las líneas se toma el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores, límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad, aplicando los criterios anteriormente expuestos.

• Del Código de Conexión: Requisitos particulares para la conexión de generadores al STN: Las protecciones de las unidades de generación y sus conexiones al STN deben cumplir los siguientes requisitos para reducir a un mínimo el impacto en el STN por fallas en los circuitos de propiedad de los Generadores: Los tiempos de despeje de las protecciones primarias por fallas en los equipos del Generador directamente conectado al STN y por fallas en la parte de la STN directamente conectada al equipo del Generador, desde el inicio de falla hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia, no debe ser mayor que:

80 ms en 500 kV. 100 ms en 220 kV.

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En el evento de no operación de los sistemas de protección primarios, el Generador debe proveer una protección de respaldo con tiempo de despeje de falla no mayor de 300 ms por fallas en la conexión de alta tensión del Generador. Cuando la unidad de generación está conectada a los niveles de 220 kV o tensiones superiores del STN, el Generador debe proveer una protección de falla de interruptor, la cual debe ordenar el disparo de todos los interruptores de potencia locales o remotos que garanticen el despeje de la falla en un tiempo ajustable entre 100 ms y 500 ms después de detectada la condición de falla de interruptor. Requisitos particulares para la conexión al STN distribuidores, grandes consumidores y otros transportadores: Las protecciones principales deben tener principios de operación diferentes entre sí y sus señales de corriente y tensión se deben tomar de diferentes devanados secundarios de los transformadores de corriente y tensión. Se deben instalar protecciones de falla de interruptor y proveer el sistema de teledisparo mediante canales de teleprotección apropiados, tanto para esta protección como para las protecciones principales y de respaldo, cuando lo requieran, y se debe suministrar el sistema de recierre automático monopolar y tripolar de los interruptores de potencia de las líneas. El tiempo para despeje de falla de la protección principal en el sistema eléctrico de los Distribuidores, Grandes Consumidores y Transportador, desde el inicio de la falla hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia, no debe ser mayor que:

80 ms en 500 kV. 100 ms en 220 kV. 120 ms < 220 kV.

En el evento de no operación de los sistemas de protección destinados al cumplimiento de los anteriores requisitos de tiempos de despeje de falla, el Distribuidor o Gran Consumidor debe proveer una protección de respaldo. La protección de respaldo suministrada por el Distribuidor o Gran Consumidor tendrá un tiempo de despeje de falla no mayor que 300 ms por fallas en sus equipos. Se debe suministrar una protección de falla de interruptor para el equipo interrupción principal de potencia que corte el intercambio de corriente de falla con el STN. Esta protección debe disparar, de ser necesario, todos los circuitos eléctricamente adyacentes conectados al STN, en un tiempo ajustable entre 200 ms y 500 ms incluyendo los disparos transferidos (remotos) a que dé lugar.

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En toda conexión se debe instalar una protección de sobrecorriente direccional a tierra. Los interruptores de potencia deben tener dos bobinas de disparo diferentes, alimentadas por circuitos de corriente continua diferentes y se debe implementar la supervisión de estos circuitos de disparo. • Del Anexo CC.4: Requisitos técnicos de protecciones Los sistemas de protección deben cumplir los siguientes requerimientos generales:

- Detectar y reducir la influencia de una falla en el sistema eléctrico de potencia evitando daños sobre los equipos e instalaciones, manteniendo la estabilidad del sistema de potencia, y evitando poner en peligro la vida de personas y animales.

- Alta Confiabilidad: Probabilidad de no omitir disparos

- Alta Seguridad: Probabilidad de no tener disparos indeseados

- Selectividad: Desconectar sólo lo fallado, evitando trasladar los efectos de las fallas a otros lugares del STN.

- Rapidez: El tiempo de operación debe ser lo suficientemente corto de modo que garantice mantener la estabilidad del sistema.

Esquemas de protección de líneas y subestaciones del STN Protección líneas. El esquema recomendado para cada circuito de línea de transmisión preferiblemente debe constar de dos protecciones principales con distinto principio de operación y debe ser tal que permita el mantenimiento de uno de los sistemas de protección sin sacar la línea de servicio, conservándose un nivel de protección adecuado. El esquema es el siguiente:

- Protección Principal 1: Relé de distancia no conmutado ("full scheme") con unidades independientes fase - fase y fase - tierra, de 3 zonas hacia adelante y 1 zona hacia atrás. Característica de inhibición y disparo para oscilación de potencia ("Power Swing"). Hábil para trabajar con esquemas de teleprotección que utilizan señales permisivas o de bloqueo.

Debe permitir recierres monopolares y tripolares, por lo tanto su lógica de control debe estar habilitada, para disparos monopolares y tripolares. Todas y cada una de las salidas deben tener contactos duplicados para permitir la supervisión remota por el SOE directamente del relé.

- Protección Principal 2: Sistema de comparación direccional utilizando un relé direccional instantáneo de falla a tierra, trabajando en esquema de disparo permisivo a través de canal de teleprotección con el extremo

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remoto, con selección de fase mediante relés de impedancia para permitir disparos y recierres monopolares y tripolares con tiempos de protección primaria. Adicionalmente debe tener una unidad direccional de tierra de tiempo definido o inverso, como respaldo, en caso de problemas en el canal de comunicación. La protección deberá poseer contactos adicionales para supervisión remota con el SOE directamente del relé.

En caso de una línea de doble circuito la protección principal 2, en cada uno de ellos, deberá poseer la lógica inversión de flujo.

- Alternativamente la protección principal 2 podrá tener otro principio de operación diferente al de sobrecorriente direccional (ejemplo: superposición, onda viajera, diferencial, hilo piloto, etc.) siempre que las dos protecciones principales incluyan adicionalmente un módulo de sobrecorriente direccional de tierra 67N.

Además tendrá unidades direccionales de sobrecorriente de fases, con características de tiempo definido o inverso, como respaldo para fallas entre fases no detectadas por el relé de distancia.

- En los esquemas de protección de líneas existentes equipadas con dos protecciones principales de igual principio de funcionamiento, como distancia - distancia, éstas se complementarán con relés direccionales de falla a tierra, 67N.

- Relés de sobretensión: Para proteger los equipos de patio contra sobretensiones sostenidas o temporales de gran magnitud. Deberá tener unidad instantánea y temporizada de tiempo definido.

El esquema se debe complementar con: - Localizador de fallas de lectura directa, el cual puede ser independiente o

hacer parte de una de las protecciones principales. La indicación debe ser dada en unidades métricas (Km).

- En caso de líneas cortas el esquema de protección puede constar de

esquema de comparación direccional y esquemas diferenciales de hilo piloto.

Protección subestaciones (punto de conexión) El esquema de protección de línea anteriormente descrito debe ser complementado en cada subestación con:

- Relés de falla interruptor: Para actuar como respaldo local en caso de falla del interruptor (o interruptores) de línea.

- Relé de Recierre: Debe permitir y controlar los recierres monopolares y tripolares automáticos. En caso de utilizarse en configuración anillo o interruptor y medio se debe disponer de la lógica programable maestro - seguidor.

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- Relé de disparo maestro: Para disparos definitivos (bloquea el recierre en caso de fallas aclaradas por las protecciones de respaldo).

- Relés de supervisión circuito de disparo: Para garantizar alarmas en caso de no disponibilidad del circuito o de las bobinas de disparo del interruptor.

- Relé de chequeo de sincronismo: Para supervisar los recierres automáticos y los cierres manuales.

- Equipo de teleprotección para 3 señales como mínimo (dos asociadas a las protecciones 1 y 2 y una para disparos transferidos directos (por sobretensión, falla interruptor, diferencial de barras, etc.).

- Protección de Barras: Serán del tipo de impedancia moderada o porcentual. Deben preverse en este sistema las ampliaciones futuras. El sistema debe dar señalización por fase. Los relés deberán permitir la conexión de CT's de diferente relación de transformación.

- Relés de frecuencia: Son necesarios en puntos estratégicos de la red donde sea necesario implementar deslastres de carga para preservar la estabilidad del sistema. Bajo solicitud del CND, el Transportador dará las instrucciones particulares en los casos donde se requieran. El tiempo mínimo de supervisión deberá garantizar que la protección opere en forma segura. Si la frecuencia se recupera al menos durante un ciclo antes de terminarse la temporización, el relé debe reponerse automáticamente e iniciar un nuevo ciclo de supervisión. Adicionalmente debe contar con sistema de medición de rata de cambio de frecuencia cuyo ajuste puede ser independiente o en combinación con los umbrales de frecuencia. os rangos de frecuencia están definidos en el Código de Operación.

- Registrador de fallas: Las especificaciones técnicas están consignadas en el Anexo CC.5 "Requisitos Técnicos del Sistema de Registro de Fallas".

- Los relés de recepción / transmisión de disparo transferidos deben ser relés maestros (de bloqueo), con reposición eléctrica.

- Si la subestación tiene una configuración de conexión de interruptores (interruptor y medio, anillo), el Usuario deberá adicionar a las anteriores protecciones, las correspondientes a tramo muerto y zona muerta.

• Del Código de Operación Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia: Cuando un evento transitorio de frecuencia producido por una contingencia tal como: disparo de una unidad del sistema, partición de la red, pérdida de carga de una unidad de generación, etc., es necesario mantener la frecuencia en sus valores operativos con el esquema de Desconexión Automática de Carga por baja frecuencia

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Coordinación, supervisión y control de la operación del SIN 2 - La frecuencia objetivo del SIN es 60.00 Hz y su rango de variación de

operación está entre 59.80 y 60.20 Hz, excepto en estados de emergencia, fallas, déficit energético y períodos de restablecimiento.

- En condiciones de operación normal, las tensiones en las barras de 110 kV, 115 kV, 220 kV y 230 kV no deben ser inferiores al 90% ni superiores al 110% del valor nominal. Para la red de 500 kV el voltaje mínimo permitido es del 90% y el máximo es del 105% del valor nominal.

- La máxima transferencia por las líneas se considera como el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores, máxima capacidad de los transformadores de corriente, el límite de transmisión por regulación de voltaje y el límite por estabilidad transitoria y dinámica.

- Los transformadores deben operar sin sobrecarga en condiciones normales. En condiciones de emergencia se pueden fijar límites de sobrecarga sin disminuir la vida útil de los equipos.

3.2 Resolución CREG 080 de 1999

Esta resolución presentó importantes cambios al código de redes con respecto a las funciones de planeación, coordinación supervisión y control entre el Centro Nacional de Despacho (CND) y los agentes del SIN. Se resaltan: La asignación formal de la responsabilidad del CND y Agente de realizar informes de fallas y los tiempos límites de maniobra para sus equipos. Responsabilidades: Centro Nacional de Despacho (CND). Es responsable de la planeación, coordinación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos del SIN, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y los acuerdos del CNO. Algunas responsabilidades particulares son: • Coordinar la operación de los Activos de Uso del STN y Activos de

Conexión al STN, respetando los límites operativos declarados por los agentes, los cuales deberán estar sustentados técnicamente tanto en el momento en que se efectúe la declaración inicial, como en el momento en que se solicite la modificación de estos límites.

• Coordinar el ajuste de las protecciones de las plantas y/o unidades de

generación despachadas centralmente y de aquellas no despachadas

2 Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión nacional, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los Usuarios.

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centralmente que a su criterio se requiera. Así mismo, coordinar el ajuste de las protecciones de los Activos de Uso del STN y de los Activos de Conexión al STN, de las Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior, para asegurar una operación segura y confiable del SIN, respetando los límites de las protecciones declarados por los agentes para sus equipos.

• Realizar estudios de coordinación de protecciones de las plantas y/o

unidades de generación despachadas centralmente y de aquellas no despachadas centralmente que a su criterio se requiera, de los Activos de Uso del STN y de los Activos de Conexión al STN y de las Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior, para asegurar una operación segura y confiable del SIN. Para esto, el CND mantendrá una base de datos con la información de protecciones. Para la actualización de la base de datos, los agentes remitirán la información necesaria, como mínimo semestralmente o cuando el CND lo requiera.

• Realizar estudios sobre las fallas y/o emergencias que ocurran en los

Activos de Uso del STN, Activos de Conexión al STN, Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior y demás activos que a su criterio ameriten análisis, determinando las medidas que deben tomarse para reducir o evitar otras eventos similares. Para tal efecto los agentes del SIN, deberán suministrar la información de los eventos ocurridos, acorde con lo establecido en la Resoluciones CREG-070 de 1998 y CREG-072 de 1999, y en aquellas que las modifiquen o sustituyan.

Empresas Prestadoras del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y/o Servicio de Conexión al STN. Con respecto a los Activos de Uso del STN y de Conexión al STN y a las Interconexiones Internacionales con tensión de operación igual o superior a 220 kV, son responsables de la coordinación, supervisión y control de la operación de los recursos del SIN que involucren activos de su propiedad, o activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores o agentes generadores no despachados centralmente. Sus funciones estarán sujetas a la reglamentación vigente, los acuerdos del CNO y las instrucciones impartidas por el CND. Algunas responsabilidades particulares son: • Coordinar con el CND el ajuste de las protecciones de los Activos de Uso

del STN, Activos de Conexión al STN y de las Interconexiones Internacionales con tensión de operación igual o superior a 220 kV que sean de su propiedad y el ajuste de las protecciones de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente.

• Controlar directamente la ejecución de maniobras en los Activos de Uso del

STN, Activos de Conexión al STN y de las Interconexiones Internacionales con tensión de operación igual o superior a nive220 kV que sean de su propiedad y en los activos que le hayan sido encargados por otros

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Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente. La ejecución de maniobras en los equipos mencionados, deberá efectuarse de acuerdo con la reglamentación vigente y las instrucciones impartidas por el CND. Para su ejecución, se establecen los siguientes tiempos máximos de respuesta entre la instrucción del CND y la ejecución de la maniobra:

Minutos Aplicación

13 Líneas que operen entre 220 kV y 230 kV. 20 Líneas que operen a 500 kV. 40 Transformadores que operen entre 220 kV y 500 kV. 25 Condensadores que operen entre 220 kV y 230 kV. 30 Reactores que operen entre 34.5 kV y 500 kV si están conectados al SIN por interruptor. 40 Reactores que operen a 500 kV si se debe abrir operativamente la línea para conectarlos al SIN. 40 Equipos de compensación estática reactiva que operen a 500 kV. 20 UC4 y UC6 (Resolución CREG-026 de 1999) que operen entre 220 kV y 230 kV. 30 UC5 (Resolución CREG-026 de 1999) que operen entre 220 kV y 230 kV. 10 Cambiadores de taps que operen entre 220 kV y 500 kV. 10 Activos diferentes a los enunciados en los Literales a) a j) del presente Numeral.

• En estas maniobras no se incluirán los tiempos, cuando por condiciones de

sincronismo no cierre un equipo y el CND deba realizar maniobras operativas como: cambio de generación entre Áreas, ajustes de tensión y regulación de frecuencia. Las maniobras que no se ejecuten completamente en los plazos establecidos, se considerarán como indisponibilidades que afectan los estándares de calidad exigidos en la reglamentación CREG061 de 2000.

• Realizar estudios de ajuste y coordinación de protecciones de los Activos de

Uso del STN, Activos de Conexión al STN y de las Interconexiones Internacionales con tensión de operación igual o superior a 220 kV que sean de su propiedad y de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente. Los estudios deberán efectuarse en el contexto de normas y guías técnicas internacionales, cumpliendo con lo establecido en el Código de Redes y las definiciones que para el efecto establezca el CND. Dichos estudios deberán actualizarse como mínimo semestralmente.

• Realizar estudios sobre las fallas y/o emergencias que ocurran en los

equipos del STN de su propiedad, incluyendo las Interconexiones con tensión de operación igual o superior a 220 kV y los Activos de Conexión al STN, y/o los que le hayan sido encargados por otros Transportadores, determinando las medidas que deben tomarse para reducir o evitar otras eventos similares.

3.3 Resolución CREG 061 de 2000

Establece las normas de calidad aplicables a los servicios de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y de Conexión al STN. La calidad se medirá con base en indicadores de Disponibilidad e Indisponibilidad a los siguientes activos:

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Activos de Conexión al STN Bahías de Línea Bahías de Transformación Autotransformador Bahías y Módulos de Compensación Circuitos de 500 kV Circuitos de 220 o 230 kV Definió las siguientes responsabilidades con respecto a la calidad en la prestación de estos servicios: CALIDAD

EN EL STN CND Prestadores del Servicio de Conexión

y Transporte Usuarios

Conectados

Calidad de la Potencia

Frecuencia en el SIN Forma de Onda Forma de Onda

Voltaje en el STN ----- Balance Tensiones

Calidad del Servicio

----- Continuidad en el Servicio -----

Medición de la Calidad del

Servicio

Centralizar, almacenar y procesar la información estadística requerida para mantener actualizada la Base de Datos que permite calcular los índices.

Recolección y reporte de la información estadística, en los términos definidos en las bases de datos que administra el CND para tales fines.

-----

Estableció el siguiente procedimiento para la medición de la calidad en los servicios de Uso y Conexión, y la forma de penalización:

Con base en el tiempoen que el activo estuvodisponible

Calcula Indice de Disponibilidad del ActivoIDA

Calcula Meta de Disponibilidad AjustadaMIDA Penaliza modificaciónal programa de mttos,retraso en reporte deeventos y mttos. deemergencia

Calcula Ingreso Mensual CompensadoIMCPorcentaje decompensación aplicadoal ingreso semanal

IDA≥MIDA PCSA=0SI

= Indice de Disponibilidad Ajustada del ActivoIndice de Disponibilidad Teórica del Activo

IDAA

IDTA

Distribución Weibull apartir del número deeventos y el tiempoentre ellos

Calcula Porcentaje de Compensación del ActivoPCSA

NO

Figura 1. Procedimiento cálculo de compensaciones

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El procedimiento de cálculo es semanal con ventana móvil de 12 meses, donde:

100 8760

)( 1 ×

+−=

ITIPIDA

,

IP = Sumatoria de horas de indisponibilidad parcial ponderada a la capacidad reducida . IT = sumatoria de horas de indisponibilidad total.

100 8760

ENR) ( 0.5 1 ×

++×−−=

CPSMSCEMHAIMIDA

,

SCE = Sumatoria de consignaciones de emergencia CPSM = Sumatoria de cambios al programa semestral de mantenimiento ENR = Sumatoria de eventos no reportados antes de 15 minutos o maniobras no reportadas antes de 5 minutos. El resultado final de este procedimiento es una reducción al ingreso por concepto de los servicios de Uso y Conexión en función del porcentaje de los PCSA obtenido. Los aspectos a resaltar en función del análisis de perturbaciones con respecto a esta resolución, está en la confirmación de la causa que originó los eventos y en especial, determinar si fue originada en situaciones propias o por terceros. Cuando la causa es debida a condiciones en activos de un tercero sin vinculación económica con ISA, el tiempo de indisponibilidad se excluye de los cálculos anteriores. El concepto de los Activos a los que aplica esta resolución es obtenido de la resolución CREG 004 de 1999, a través de la cual se estableció la metodología para la determinación del Ingreso Regulado por concepto de Uso del Sistema de Transmisión Nacional. En esta Resolución se definió como Unidad Constructiva (UC) el “Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red (Bahías de Línea, Bahías de Transformador, Bahías y Módulos de Compensación, etc.), o al transporte (km de Línea), o a la transformación de la energía eléctrica”. Por su parte, en la Resolución CREG 026 de 1999, con referencia a este mismo concepto y los costos unitarios contenidos, se definieron los siguientes términos: - Bahía: Conjunto de equipos que se utilizan para conectar una línea de

transmisión, o un transformador, o un autotransformador, al barraje de una

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subestación, al igual que los equipos que se utilizan para seccionar o acoplar barrajes, o para transferir la carga de un barraje a otro.

- Módulo: En el contexto de la presente Resolución, se entiende por “Módulo” el conjunto de equipos de compensación capacitiva o reactiva y equipos asociados que se conectan a bahías de compensación.

- Módulo Común: Conjunto de equipos comunes que sirven a toda una subestación, tales como servicios auxiliares, protección de barras, SCC común, etc.

- Elementos Técnicos: Representan los equipos y/o materiales que conforman las Unidades Constructivas.

La figura 2 hace una ilustración conceptual de estos términos 3.

Línea

Subestación BSubestación A

Subestación D

Bahía Autotransformador

Bahía de LíneaBahía deTransformación

Subestación C

ElementosTécnicos

Figura 2. Unidades constructivas

En una subestación pueden diferenciarse tres tipos de bahías (y módulos) de acuerdo con los agentes que hacen uso de ellas:

3 La figuras 2 y 3 y los textos relacionados fueron obtenidas del documento indicado en las referencias bibliográficas. [1]

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Bahías de STN. Se remuneran a través de los cargos por Uso del STN, con base en la metodología establecida en la Resolución CREG 004 de 1999: - Bahías de Línea: Son aquellas destinadas para líneas de nivel de tensión

230 kV (220 kV) o superior, siempre que no constituyan conexiones internacionales,

- Bahías de Transformación: Empleadas para transformación de STN 230/500 kV

- Bahías de Compensación: Para compensación de uso por parte del STN Bahías de CONEXIÓN. Su remuneración se rige por contratos de conexión. Pueden ser: - Bahías para transformación a nivel de 115 kV o inferior - Bahías de línea para conexiones internacionales - Bahías para conexión de Generación Equipos Comunes. Se componen del Módulo Común y las bahías comunes, y son para uso tanto de conexión como de STN. Incluyen: - Bahía de Acople: Aplica en subestaciones en configuración de Doble Barra - Bahía de Transferencia: Para subestaciones de configuración Barra

Principal y Transferencia - Bahía de Seccionamiento: Para seccionamiento de barras. En la figura 3 se presentan esquemáticamente algunas de las unidades constructivas de subestaciones. De esta manera, los activos que son objeto del cálculo de índices de calidad y penalizaciones pueden equipararse, excepto en líneas de transmisión, al concepto de unidades constructivas. Esta situación motivó a que el registro de eventos, cálculos estadísticos y el desarrollo del mismo análisis de perturbaciones se orientara también en el sentido desagregado de activos. Es decir, el análisis del comportamiento del sistema eléctrico de potencia ante perturbaciones, como resultado del análisis de los activos que lo conforman: bahías de línea, bahías de transformación, transformadores, circuitos de transmisión, etc. De igual manera la gestión del mantenimiento, contabilidad y demás procesos que requieren la integración con técnica y conceptual con la parte de ingresos y gastos.

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SubestaciónConfiguración Doble BarraTensión 230kV

Bahía deConexión

Bahía deTransformación

Bahía de Línea

Bahía deSeccionamiento

Bahía de Acople

STN

COMUNES

STN

CONEXIÓN

Bahía de Línea

230/115 kV

230/500 kV

B1 B2

Figura 3. Unidades constructivas de subestaciones

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4. INDICADORES Y EL ANÁLISIS DE PERTURBACIONES

El control y seguimiento a la gestión corporativa se realiza a través del sistema de Indicadores Empresariales, el cual permite la evaluación y la toma de decisiones, con base en los resultados obtenidos en los factores claves de éxito, de las diferentes áreas de la organización. El control y seguimiento de los indicadores empresariales es un proceso que se replica en cascada a todos los niveles de la organización a través de un sistema de ponderación, para obtener un cuadro de gestión para cada área y en las cuatro perspectivas: Financiera, Clientes, Productividad y eficiencia y Aprendizaje y talento humano. La figura 4 muestra estos niveles con su respectivo grupo de aplicación.

Primer Nivel

Segundo Nivel

Máximo Nivel

Gerentes con suGrupo Primario

Comité de Gerencia

Junta Directiva

Tercer Nivel

Cuarto Nivel

Directorescon su Grupo

Primario

Coordinadores consu Equipo

CGIPD y

PTO

Figura 4. Niveles de aplicación del CGI 4

De los indicadores que conforman los Cuadros de Gestión Integral (CGI) de máximo y primer nivel, se resaltan los siguientes: De la Perspectiva clientes y mercado, cuyo objetivo específico es realizar la gestión de los clientes, alrededor de sus prioridades, manteniendo un equilibrio en la balanza y generando sólidas y excelentes relaciones, se resaltan los siguientes indicadores:

4 La figura 4 y textos relacionados fueron obtenidos de la página web interna de ISA: INTRANET

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- Disponibilidad del STN - Nivel de tensión por fuera del rango - Satisfacción de Cliente (Medido por Calidad) De la Perspectiva productividad y eficiencia, cuyo objetivo específico es Mejorar productividad en todos los servicios, se resaltan los siguientes indicadores: - Relación Gastos STE / Ingresos reconocidos por AOM STE - Valor pagado/disminuido por compensaciones y restricciones El análisis de perturbaciones está relacionado con estos indicadores. En la disponibilidad del STN, apoyando en la determinación de la exclusión de los eventos por causa terceros o retrasos de maniobra por condiciones de falta de sincronismo y en la disminución de anomalías que puedan afectar la disponibilidad de los activos; en niveles de tensión fuera del rango, con la detección y prevención de anomalías que puedan implicar salidas indeseadas de activos y conllevar a caídas de tensión representativas; en satisfacción de clientes, con la detección de anomalías y emisión de recomendaciones tendientes a garantizar la continuidad en la prestación del servicio, dando a su vez soporte e informe a los clientes sobre los hechos dados y, finalmente; en la relación de gastos Vrs ingresos AOM y en los pagos de compensación, con el apoyo a la solución de anomalías, detección oportuna de anormalidades y tendencias de falla que ayuden a prevenir y/o predecir fallas mayores o disminuir la incertidumbre en la búsqueda de anormalidades de equipos. Es de anotar que el indicador de disponibilidad se obtiene como el promedio del IDA de todos los activos que prestan el servicio de USO y Conexión al STN, el cual a su vez, se obtienen de la duración de los eventos no excluibles en los mismos. Una cantidad muy importante de eventos son excluibles por cuanto su duración es inferior a 10 minutos.

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5. HERRAMIENTAS PARA EL ANÁLISIS DE PERTURBACIONES

Sistema de Información del Secuenciador de Eventos - S.O.E. - El SOE es un sistema integrado de información que reporta con precisión de milisegundos los cambios de estado en los contactos de señalización de los elementos seleccionados previamente y que forman parte del sistema de control, interrupción y protección, de los diferentes componentes de las Unidades del sistema eléctrico de potencia que estén debidamente integrados. El SOE representa con buena precisión la secuencia de operación de los distintos elementos involucrados en los eventos (como las protecciones y los interruptores) permitiendo reproducirlos ordenadamente y por lo tanto, haciendo más versátil su análisis. Estos datos quedan disponible en un concentrador del CND desde el cual, mediante el programa de análisis INGESPO (u otro similar), se obtiene el reporte cronológico de estos datos y la diferencia de tiempos con respecto al primer dato del evento, el cual es definido por el analista. En cada subestación que esté integrada a este sistema se puede tener acceso a los datos de SOE que se originan en la propia subestación. Este reporte se conoce como el SOE Local de la subestación. Los reportes que tienen datos de todas las subestaciones representan lo que se conoce como el SOE Nacional. Actualmente todas las subestaciones de ISA están integradas al SOE y en general, una buena parte de las demás subestaciones de 230 kV de otras empresas. La figura 5 muestra un ejemplo de SOE Nacional correspondiente a una falla en el circuito San Carlos - Cerromatoso 1. Se observa la gran diversidad de señales de automatismos actuados que se pueden tener, desde operación de protecciones hasta posición de interruptores por polos de todas las subestaciones que estuvieron involucradas con la falla ( se suprimieron las de 230 kV del listado original). Queda claro entonces, en este ejemplo, la importancia y utilidad de este sistema de reporte de eventos, por la posibilidad que ofrece de reproducir la falla desde el punto de vista de análisis.

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FECHA HORA T. mlsg. ESTACION EVENTO ACCION

16-07 00:44:49,22 0 SABANA---- CHN1 ARRANQUE 67N SEL 321 ENGAN.

16-07 00:44:49,22 0 CERROM---- SCA2 ARRANQ.REG.DE FALLAS ENGAN.

16-07 00:44:49,23 10 CERROM---- SCA1 DISPARO SEL 321 FASE C ENGAN.

16-07 00:44:49,23 10 CERROM---- SCA1 DISPARO GENERAL SEL 321 ENGAN.

16-07 00:44:49,23 10 SCAR55---- CMT1 ARRANQUE 67N ENGAN.

16-07 00:44:49,23 10 CERROM---- SCA1 ARRANQUE 67N SEL 321 ENGAN.

16-07 00:44:49,24 20 CHINU----- CMT1 ARRANQUE ZONA 2 SEL 321 ENGAN.

16-07 00:44:49,24 20 SABANA---- CHN1 ARRANQUE ZONA 4 SEL 321 ENGAN.

16-07 00:44:49,24 20 SCAR55---- CMT1 ARRANQUE 21N FASE C ENGAN.

16-07 00:44:49,24 20 SCAR55---- CMT1 ARRANQU ZONA 2 SEL 321 ENGAN.

16-07 00:44:49,24 20 CERROM---- SCA1 DISP. Z1 21N ENGAN.

16-07 00:44:49,25 30 SCAR55---- CMT2 ARRAN.FASE C PROT.24 ENGAN.

16-07 00:44:49,25 30 CERROM---- INTERRUPTOR M020 FASE C [] ABRIO

16-07 00:44:49,25 30 CERROM---- SCA1 ARRANQUE ZONA 1 SEL 321 ENGAN.

16-07 00:44:49,25 30 SCAR55---- CMT1 DISPARO SEL 321 FASE C ENGAN.

16-07 00:44:49,25 30 CHINU----- ATR2 110KV ARRANQUE 51LVC2 ENGAN.

16-07 00:44:49,25 30 CERROM---- INTERRUPTOR L220 FASE C [] ABRIO

16-07 00:44:49,25 30 SCAR55---- CMT1 DISPAR GENERAL SEL 321 ENGAN.

16-07 00:44:49,27 50 SCAR55---- INTERRUPTOR 5M010 FASE C [] ABRIO

16-07 00:44:49,27 50 SCAR55---- INTERRUPTOR L210 FASE C [] ABRIO

16-07 00:44:49,29 70 CERROM---- SCA1 ARRANQUE ZONA 1 SEL 321 DESENG

16-07 00:44:49,29 70 SABANA---- CHN1 ARRANQUE ZONA 4 SEL 321 DESENG



16-07 00:44:49,30 80 SABANA---- CHN1 ARRANQUE 67N DESENG

16-07 00:44:49,30 80 CHINU----- ATR2 DIS.SOBREC.ALT51B/51NCA DESENG

16-07 00:44:49,30 80 CHINU----- CMT1 ARRANQUE 21N FASE C DESENG

Figura 5. SOE Nacional para una falla en San Carlos - Cerromatoso 1 a 500 kV.

Registradores de Falla ( Osciloperturbógrafos digitales) Los registradores de falla digitales son equipos que están diseñados para registrar y almacenar datos a una frecuencia determinada, de los valores de voltaje y corriente conectados a sus terminales y dentro de sus rangos de operación. Con frecuencias de muestreo de mas de 1 kHz, estos equipos hacen posible la reproducción de los parámetros de voltaje y corriente de las unidades del Sistema de Potencia durante las fallas que los afecten, pudiéndose determinar características de las ondas como su forma y valores instantáneos, datos de gran valor para el análisis de fallas. Los registradores de fallas también tienen la posibilidad de monitorear estados de contactos de señalización de equipos de protección, control o interrupción. Los espacios para esta aplicación son llamados canales digitales del registrador de fallas, mientras que los espacios de medida de voltaje y corriente son designados como canales análogos. Los registradores de fallas se programan para iniciar el registro de datos ( el arranque) a partir de unos parámetros de ajuste. El arranque del registrador puede ser por umbrales máximos o mínimos de voltaje y corriente, tanto de fases como residuales. También se pueden programar para arrancar por cualquiera de los canales digitales disponibles. Algunos registradores permiten arranque por ajuste de frecuencia. Cada que se produce un arranque del registrador de fallas se genera un evento de registro. Estos eventos normalmente se programan para que tengan una duración de registro de un segundo, aunque esto es variable dependiendo de la aplicación.

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En general los registradores de fallas están provistos como mínimo de 8 canales análogos y 16 canales digitales que permiten supervisar los cuatro parámetros de tensión y corriente para cualquier equipo que se disponga, línea de transmisión o transformador de potencia. Los eventos de registro pueden ser evaluados mediante programas de análisis suministrados por los fabricantes. Adicional a estos programas de análisis se suministran programas de comunicación que permiten la conexión con los registradores y por tanto el acceso a los eventos almacenados. Este acceso puede ser local ( en el sitio donde se encuentre ) o remoto desde un computador ajustado para tal efecto. Con estas posibilidades se logra tener disposición de esta valiosa información en los puntos de interés de análisis, casi de forma inmediata a la ocurrencia del evento. La Empresa actualmente tiene supervisión en los dos extremos de casi todas las líneas a 230 kV y de todas las de 500 kV, igualmente tiene supervisión de todos los transformadores de potencia conectados al sistema. Alternativamente a los registradores de falla se cuenta con una red de relés de protección que también registran datos análogos y digitales, al igual que los registradores de falla, con frecuencia de muestreo fija e igual a 16 muestras por ciclo. Estos relés también tienen posibilidad de conexión local y remota para tomar los eventos y poderlos evaluar. En la Empresa la dependencia encargada de hacer la conexión remota con todos los registradores de fallas y bajar la información de los mismos, al igual que los relés de protección, es el Centro de Supervisión y Maniobras. Sin embargo, cada CTE tiene la posibilidad de accesar esta misma información. La figura 6 muestra un ejemplo de registro para una falla en la fase A. Se presentan las señales de voltaje y corriente de la subestación de Yumbo circuito a Esmeralda 2. Sistema de señalización de los relés de protección Muchos de los relés de protección instalados en el sistema pueden generar reportes de eventos que son útiles para el análisis de fallas, algunos de estos reportes son: • Registros de eventos (como los del registrador de fallas). • Datos de la impedancia aparente con la que evoluciona la falla a las zonas

de disparo del relé. • Indicación de las características de la falla como las fases falladas y la

magnitud de la corriente y el voltaje. • Localización estimada de la falla en porcentaje o en kilómetros. • Tiempo de operación y funciones activadas por la falla (como sobrecorriente

de tierra, zona 1, zona 2, etc. ).

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Figura 6. Datos del registrador de fallas de Yumbo.

La Red de Medición y Localización de Descargas Eléctricas Atmosféricas Está compuesto de 6 sensores ubicados en las subestaciones Sabanalarga, Cerromatoso, San Carlos (Almenara), San Marcos, Torca y Palos que captan la señal de campo eléctrico y de tiempo de llegada del rayo. Ver Figura 7. Esta información es enviada mediante microondas a un equipo de cómputo llamado el analizador central (CAP), el cual posee el modelo matemático de la conversión de campo eléctrico en corriente y un algoritmo de localización basado en el tiempo de arribo de la llegada de la onda. Al tener el reporte de los sensores el analizador combina las señales y con por lo menos 3 de estos ubica la descarga. Cuando se localiza la descarga, teniendo las coordenadas geográficas, el dato de corriente en kiloamperios, el tiempo de ocurrencia, el reporte de los sensores de la triada y los rechazos, es transmitido a una interface hombre – máquina, la cual almacena los datos en una base relacional que posibilita consultar información histórica y en tiempo real. El programa está compuesto por aplicaciones y módulos que realizan los procesos de monitoreo, correlación, administración, visualización, consultas y análisis estadístico. Los anteriores parámetros, por ejemplo, se pueden ver en forma gráfica sobre un mapa de Colombia, donde se encuentran las líneas del STN propiedad de ISA.

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Con esta herramienta es posible correlacionar un evento dentro del STN con la actividad eléctrica atmosférica, determinando, en buena medida, si una falla que afectó una activo del sistema tuvo su origen por un rayo.

Figura 7. Localización de sensores [4]

Otras herramientas Como otras herramientas para el análisis de fallas y no menos importantes que las citadas en los numerales anteriores, pueden mencionarse las siguientes: • Sistema general de alarmas y anunciadores de las subestaciones. • Localizadores de falla disponibles en las líneas de transmisión. • Programas de análisis de los datos de los registradores de falla y de los

datos de los relés de protección. Estos programas permiten hacer análisis de sistemas de potencia mediante operaciones con los datos como sumas, restas, multiplicaciones, entre otros, también tienen posibilidad de calcular la localización de la falla con base en los datos del registro.

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6. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS DE PERTURBACIONES

En todo evento se presentan dos estados operativos. El primero está relacionado con la identificación rápida de lo ocurrido y la normalización del sistema afectado. El segundo con el análisis detallado del evento y todos los pormenores del mismo. En el primer estado se realiza la recopilación de la información disponible sobre el evento y el análisis en tiempo real. En el segundo, se completa el análisis preliminar mediante el análisis pos-operativo, se realiza el seguimiento a las anomalías y recomendaciones y se generan los informes estadísticos de perturbaciones (que permiten realizar los análisis de confiabilidad de los equipos). Con estos estados operativos están asociadas las actividades descritas en el numeral 2, las cuales pueden agruparse en cinco actividades fundamentales que es necesario identificar y analizar. Estas actividades son: • Recopilación de toda la información disponible acerca del evento en

consideración y análisis de la misma. • Análisis del evento. • Documentación de los análisis realizados. • Seguimiento a las anomalías y recomendaciones derivas del análisis. • Generación y administración de datos estadísticos de perturbaciones.

6.1 Recopilación y análisis de la información

La metodología actual para este proceso esta centrada en el CSM. En esta dependencia se encuentran todas las Unidades Maestras (computadores con destinaciones especiales) mediante las cuales se puede tener acceso remoto a los registradores de falla, relés de protección, datos de la red de descargas eléctricas atmosféricas, datos del sistema SCADA y los reportes de falla de las subestaciones a través de medio magnético o vía fax. Las informaciones de otras empresas se canalizan, inicialmente, a través del CND y es recopilada y almacenada por el CSM. El CSM dispone de procedimientos estandarizados para almacenar la información, la cual puede ser utilizada por cualquier persona de la empresa previamente autorizada para tal efecto. A esta información se le hace un análisis inicial (que forma parte del análisis en tiempo real que realiza el CSM) y se clasifica para su almacenamiento. Posteriormente, en el análisis pos-operativo, se valida la información por medio del análisis de detalle.

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6.2 Análisis del evento

Existen dos estados operativos asociados a cada evento. El primero es el estado de falla en tiempo real u operativo y el segundo es el estado pos-operativo. Asociado al primer estado se encuentra el análisis de tiempo real y con el segundo estado el análisis pos-operativo.

6.2.1 Análisis en tiempo real

Se entiende por análisis en tiempo real, al desarrollado por el personal de operación y disponibles de mantenimiento con el fin de normalizar el sistema o determinar posibles desviaciones en el evento de las condiciones normales de operación (es probable que en el evento ocurrido no sea necesario normalizar nada, por ejemplo en un recierre exitoso, sin embargo será necesario, por lo menos, evaluar las condiciones del recierre y determinar posibles desviaciones de las condiciones normales de este tipo de evento para tomar, si es del caso, correcciones inmediatas al respecto). Es muy importante que el análisis se desarrolle en el menor tiempo y con la mayor exactitud posible. Para ello es fundamental eliminar los posibles errores en la transmisión de la información. Se trata entonces, de identificar claramente el tipo de falla y su posible origen, para encontrar rápidamente la mejor alternativa de normalización adecuada al evento en cuestión. Las necesidades de análisis son conformes con la severidad de los eventos, así por ejemplo, un recierre exitoso, podrá no tener mayores exigencias desde el punto de vista del análisis en tiempo real (puesto que no hay indisponibilidad de la línea de transmisión), igualmente, ante un disparo definitivo de un circuito se toma como consigna general realizar un primer intento de normalización, en caso de resultar fallido se procede a un análisis más exhaustivo que permita declarar el estado de disponibilidad de la línea. En este análisis participan el CND, el CSM, el personal en las subestaciones y los disponibles de CTE y Gestión Mantenimiento que son los que están en tiempo permanente pendientes de los acontecimientos que ocurran en la operación del sistema. Sin embargo, los involucrados en primera instancia, la mayoría de las veces, son el CSM y el CND como entidades que tienen la posibilidad de mirar el evento en forma global al tener acceso a todas las instancias de información. Una vez normalizado el Sistema eléctrico, se termina de recopilar la información restante del evento y se elaboran los informes correspondientes con la descripción de la anormalidad, protecciones operadas, tiempo de recuperación y un primer diagnóstico de lo sucedido. Estos datos se dejan disponibles como referencia para el análisis pos-operativo .

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Es conveniente destacar la necesidad de capacitar adecuadamente al personal de operación y de mantenerlo constantemente actualizado, mediante reuniones periódicas donde se comenten los eventos ocurridos en el sistema y se analicen las acciones (correctas e incorrectas) adoptadas en cada caso. Por ello resulta de mucha utilidad, que el informe pos-operativo generado por el Equipo Análisis Operativo pueda ser leído y comentado por el personal encargado de la operación

6.2.2 Análisis Pos-Operativo

Con respecto a los análisis de eventos (operativos y pos-operativos) se aprecia la conveniencia que sean realizados por dependencias que puedan tener un enfoque global del sistema, tanto desde el punto de vista de la transmisión como de la generación y carga, teniendo en cuanta sus repercusiones en el Sistema Interconectado Nacional y llegando, en consecuencia, a un análisis más profundo de la evento. Después de ocurrido el evento y normalizado el sistema, el Equipo Análisis Operativo procede a realizar el análisis del evento. Para este efecto, como fue indicado, utiliza la información almacenada y originada por el CSM y el CND, valida esta información y hace requerimientos de información faltante. En este punto del proceso existe gran cantidad de información para analizar y, seguramente, muchas preguntas por contestar no resueltas en el análisis operativo. Normalmente es necesario interactuar con muchas otras dependencias de la Empresa para llegar a un análisis acertado, que permita identificar la causa de la falla, las operaciones correctas o incorrectas de los equipos, etc. Las dependencias más involucradas en este apoyo son los CTE’s y la Dirección Gestión Mantenimiento. La figura 8 es una adaptación del diagrama de bloques de la metodología usada para el análisis de fallas en la empresa de Distribución Chilectra Metropolitana S.A. [2]. La metodología consignada en esta figura es la documentación del procedimiento actualmente utilizado para el análisis de fallas pos-operativo. Nótese que esta metodología puede ser acondicionada para el análisis operativo en tiempo real. Se recomienda, entonces, proceder a realizar una evaluación de esta actividad para documentarla y mejorarla, conforme a la evolución de la normatividad en la operación y nuevos elementos de diagnóstico y análisis. Es de vital importancia para realizar esta tarea, el conocimiento bastante profundo del sistema con el que se trabaja y tener continuidad en este tipo de análisis, pues muchas de las respuestas a los interrogantes que plantea una falla, únicamente pueden ser resueltos por la experiencia previa en casos similares.

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La documentación de los análisis realizados, seguimiento a las anomalías y recomendaciones y los informes estadísticos se realizan por medio del Sistema de Información para la Gestión Operativa (SIGO). cuyo tema se desarrollará en el numeral siguiente.

6.3 Sistema de Información para la Gestión Operativa (SIGO)

El Sistema de Información para la Gestión Operativa de la red de ISA - SIGO - fue concebido para sistematizar la información de los procesos al nivel del CSM y Análisis de Perturbaciones Esto es, el registro, almacenamiento y consulta de la información operativa de la red, tales como las ocurrencias forzadas (Eventos), ocurrencias no forzadas (Mantenimientos), pendientes operativos, atentados, entre otros, con el fin de tener disponible un archivo histórico del comportamiento operativo del sistema eléctrico de ISA.

6.3.1 Antecedentes:

A comienzos de 1997 se adelantó un primer paso en la intención de crear un “Sistema de Evaluación del Desempeño de la Red de Transporte de ISA”, con el apoyo técnico del Ing. Paulo K. Maezono.

En septiembre de 1998 se recibió capacitación de Furnas, en la cual dieron a conocer su software para el registro de los análisis de perturbaciones.

En diciembre de 1998 se documentaron las primeras especificaciones de los requerimientos propios para el análisis y estadísticas de perturbaciones.

A principios de 1999 se crearon los avisos M4 en el SAP, los cuales buscaban registrar la información de las desconexiones.

A mediados de 1999 el Ing. Paulo K. Maezono entregó a ISA una propuesta con las especificaciones generales. [3]

En septiembre y octubre de 1999 se evaluaron las distintas propuestas y software existentes, se concluyó que los programas existentes no satisfacían las necesidades manifiestas y se definió la creación del SIGO, con la conciencia de la de integrarlos a las demás bases de datos de la empresa, como SAP y del CND.

El 01 de septiembre de 2000 entró en productivo el SIGO para el CSM y el 01 de mayo de 2002 quedó en productivo para el proceso Análisis de Perturbaciones. Desde estas fechas el Sistema ha sido un artífice muy importante en la estructura cultural de los procesos que ha soportado. Cultura sobre la que cada día es importante reforzar los valores básicos que la constituyen.

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ESTADISTICA

NO SI

SI

NO

NO

SI

SI

NO

NO

SI

SI

NO

NO

SISI

NO

SI

NO

REPORTEDE EVENTO

HUBO UNIDADESDE ISA

AFECTADAS

ANALIZAR DATOSDE RDF Y RELÉS SIEXISTIÓ FALLA

FIN

UNIDADES AFECTADAS 1 ...n

LA FALLAESTA

UBICADA

HUBOFALLA

INFORMAR

OPERACIÓNCORRECTA DEPROTECCIONES

ESTA BIENEL AJUSTE

VERIFICAREN SITIO

PROTECCIONES EN

SITIO BIENCORREGIR

VERIFICARCONTROL

FALLAS DECONTROL

DETECTADAS

INFORMAR CAUSAY LLEVAR

ESTADISTICA

CONTROLCON

PROBLEMACORREGIR

REALIZAR PRUEBASSIMULANDO EL

FENOMENO OCURRIDO

PROBLEMADETECTADO

CORREGIRTENER PRESENTE

PARA OTRAS FALLASSIMILARES

REAJUSTAR YCORREGIR EN

SITIO

E

E

E

E

E

E

INICIO

Figura 8. Diagrama de bloques para la metodología de análisis de perturbaciones 5

5 Adaptación del diagrama de bloques de la metodología usada para el análisis de fallas en la empresa de Distribución Chilectra Metropolitana S.A. [2]

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6.3.2 Generalidades del SIGO

La metodología para la caracterización o parametrización de los eventos forzados y no forzados (mantenimiento, operación, perturbaciones, fallas, etc.) implementada en el SIGO, está fundamentada en las disposiciones de las resoluciones CREG-080 de 1999 y 061 de 2000, las propuestas de Paulo K. Maezono en 1999 y de la Dir. Operación y Supervisión en 1998 y en el principio de consistencia y homogeneidad de los datos para evaluaciones estadísticas confiables y coherentes a lo largo de los años. El principio de consistencia exige una metodología que no presente ambigüedades al momento de seleccionar las opciones disponibles en una clasificación en particular o de alguno de los parámetros. La homogeneidad hace referencia a que las clasificaciones deben agruparse según un mismo patrón genérico para que su búsqueda y asociación en la parametrización sea más fácil, permitiendo además obtener estadísticas coherentes. Lograr perfecta homogeneidad y consistencia para todos los casos no es posible, la metodología soporta la mayoría de eventos posibles con estos principios, en otros será necesario acondicionarla como mejor convenga para el registro histórico y memoria corporativa. Lograr cumplir estos principios y el alcance que requieren los procesos en su parametrización fue una tarea difícil, que significó la creación de muchos conceptos y parámetros. Solamente con la práctica, debate y sentido común es posible la apropiación de todos estos conceptos y la incorporación de los mismos a la cultura, para permitir fluidez y eficacia en el desarrollo de los procesos. Se destacan los parámetros en las pantallas de detalles de los eventos, en las cuales se busca satisfacer los aspectos de regulación, CND, operación y mantenimiento. En la figura 9 se muestra un ejemplo de los parámetros que se llenan.

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Figura 9. Ejemplo de detalles para un evento en circuito en SIGO

También es posible registrar la secuencia de los eventos, milisegundo a milisegundo lo que sucedió en la perturbación. La figura 10 muestra un ejemplo de registro de secuencia en el SIGO.

Figura 10. Ejemplo de registro de secuencia de una perturbación en SIGO

Igualmente se puede registrar la calificación del desempeño de los sistemas de protección y control. La figura 11 muestra un ejemplo de esta pantalla. Es de anotar que los códigos de elementos en SIGO son iguales a los de SAP, así mismo como la base de datos de relés de protección.

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Figura 11. Ejemplo de calificación del desempeño de los relés en SIGO

La figura 12 muestra un ejemplo de registro de anomalías, la cuales se constituyen en uno de los productos más importantes del proceso por su impacto en la conservación de la calidad del servicio.

Figura 12. Ejemplo de registro de anomalía en SIGO

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6.3.4 Terminología del SIGO

Perturbación: es el cambio no programado de las condiciones normales o estables de operación de todo equipo o elemento sobre el cual se tenga un interés particular respecto a la operación. Salida: Cambio de Estado de Servicio a Fuera de Servicio, parcial o total, de un elemento del sistema. Pueden ser por desconexión, desenergización o recierre automático. Las salidas son forzadas cuando resultan de situaciones intempestivas o no programadas y son no forzadas cuando resultan de situaciones programadas. Las salidas también se califican por la selectividad y necesidad de las mismas con lo cual se puede inferir el nivel de confiabilidad de la red, mostrando niveles de calidad en el diseño, construcción, mantenimiento y/o operación de los activos. Para la interpretación de estos parámetros se tienen las definiciones siguientes: Salida Selectiva: Una salida es selectiva cuando el equipo estuvo efectivamente fallado y en condiciones intolerables de seguir prestando el servicio. En los demás casos la salida es no selectiva. Salida Necesaria: Una salida es necesaria cuando ésta tenía que darse para conservar una operación adecuada en términos del funcionamiento del elemento en el Sistema Eléctrico de Potencia. Por ejemplo la desconexión de una línea de transmisión ante falla en otra línea y por operación correcta de protecciones se clasifica como una salida necesaria puesto que fue en respaldo, aún cuando sea no selectiva. Recierre: Reconexión automática de una bahía de línea por actuación de sus dispositivos de protección y control. Efectividad y oportunidad del recierre: La evaluación del recierre se realiza con respecto a las fallas de naturaleza fugaz en los circuitos y en relación con dos aspectos: La Efectividad y La Oportunidad. La efectividad se refiere a que el circuito haya quedado cerrado en ambos extremos por acción del sistema de recierre en cada bahía. El segundo aspecto evalúa la oportunidad de normalizar automáticamente un circuito en función del desempeño y estado del sistema de recierre de sus bahías. Anomalía: Situación anormal que se presenta en el comportamiento de la red y/o sus componentes durante perturbaciones en la operación de la misma.

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Criticidad de una anomalía: La criticidad es una medida cualitativa del efecto de la anomalía sobre el equipo y la posibilidad que produzca un mal desempeño del funcionamiento del sistema y/o sus equipos en el corto, mediano o largo plazo.

Criticidad Descripción Alta (A)

La anomalía representa un riesgo inminente de afectar la continuidad del servicio

Media (M)

La anomalía en el corto plazo no afectaría la continuidad del servicio, pero su efecto en futuras perturbaciones ocasionaría alteración en los índices de calidad del servicio

Baja (B)

La anomalía no evidencia riesgo importante en el mediano y largo plazo de afectar los índices de calidad del servicio

Nótese que la apreciación de la criticidad de una anomalía es función de las condiciones del sistema al momento de su detección, esto significa, que una anomalía pendiente de solución puede cambiar de criticidad en el tiempo conforme cambian las condiciones del sistema. Riesgo Operativo de una Anomalía: Es un parámetro que caracteriza las anomalías según el riesgo que ellas implican para el sistema respecto a su buen comportamiento ante perturbaciones.

Riesgos operativos Sigla Descripción

1 Disparo no selectivo e innecesario

2 No aclaración de fallas

3 No aclaración oportuna de fallas en los activos

4 Oportunidad en el restablecimiento del activo

5 Falla reiterada en el activo

6 Cierres asincrónicos

7 Recierres no exitosos

8 Sobrevoltaje en el activo

9 Pérdida del disparo monofásico

10 Mal desempeño de los equipos de protección.

11 Oportunidad en el análisis de perturbaciones.

99 Ninguna

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Impacto de una anomalía: Con la calificación de criticidad y riesgo operativo se estima el impacto que la anomalía tiene en el sistema eléctrico de potencia, en función de los índices de calidad del servicio.

Impacto (Criticidad) x (Riesgo Operativo) Alto (A+M)x(1+2+3) Medio (A+M)x(4+5+6+7) (B)x(1+2+3+4+5+6+7) Bajo (A+M+B)x(8+9+10+11+99)

La figura siguiente muestra gráficamente esta definición del impacto de las anomalías.

Alta Media Baja

Disparos no selectivos e innecesarios

No aclaración de fallas

No aclaración oportuna de fallas

Oportunidad en el restablecimiento de los activos

Falla reiterada en el activo

Cierres asincrónicos

Recierres no exitosos

Sobrevoltaje en el activo

Pérdida del disparo monofásico

Mal desempeño de los equipos de protección.

Oportunidad en el análisis de perturbaciones

Ninguna

CRITICIDAD

RIEGO OPERATIVO

Anomalía Recurrente: Anomalía que se repite en las mismas condiciones, sobre el mismo activo y su componente en perturbaciones distintas. Causa de Recurrencia de anomalías: Se identifica un parámetro que explica la razón por la cual se presentó la recurrencia, el cual es llamado, parámetro de análisis de la recurrencia, los cuales se muestran en la tabla siguiente:

1 Los eventos fueron muy juntos no dando tiempo de análisis de la perturbación inicial antes de la recurrencia

2 No fue oportuno el análisis de la perturbación inicial

3 No se había detectado la causa de la anomalía y se continuaba investigando la misma

4 Se hizo el seguimiento a la anomalía esperando tener mayor criterio para saber que hacer

5 Las recomendaciones presentadas para el tratamiento de la anomalía fueron inadecuadas

6 Las recomendaciones presentadas para el tratamiento de la anomalía no fueron ejecutadas

7 Las recomendaciones presentadas para el tratamiento de la anomalía fueron ejecutadas inadecuadamente

98 Sin Análisis

99 No Aplica

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Recomendación: Acción o concepto técnico que se emite en el análisis de la perturbación con el objetivo de dar soluciones a las anomalías o buscar mejorar la operación futura. Criticidad de una recomendación: La criticidad es una medida cualitativa que se asigna a la recomendación según su importancia para preservar las condiciones de calidad en el servicio.

Criticidad Descripción Alta

La ejecución de la recomendación implica un beneficio inmediato en la preservación de los índices de calidad del servicio.

Media

La recomendación beneficiará los índices de calidad del servicio pero su efecto en el corto plazo no es representativo.

Baja

La recomendación no tiene una relación directa con los índices de calidad del servicio pero su efecto representa valor agregado en el seguimiento del mismo.

Tipo de Recomendación: Identifica la categoría temática con la cual se relaciona la recomendación, en la tabla siguiente se muestran los tipos de recomendación.

Sigla Descripción GEN Genérica 6 REP Realizar estudios de protecciones

RACE Realizar estudios o análisis de condición de equipos RIP Realizar inyección de protecciones RAP Realizar ajuste de protecciones RSG Realizar seguimiento en nuevos eventos

Indices de calidad del servicio: Factores que determinan la confiabilidad observada del sistema de transporte de energía y que presentan una medida de la continuidad en la prestación del servicio. Se tienen:

Índice Descripción Disponibilidad Tiempo de disponibilidad de los activos en un periodo dado. Fallas x 100km de circuito

Cantidad de fallas en los circuitos en función de su longitud y desempeño esperado.

Efectividad del recierre

Respuesta de los circuitos ante falla fugaz, sin afectar su disponibilidad.

Salidas No selectivas y No necesarias

Medida del funcionamiento deficiente de sistema en relación con el desempeño de sus sistemas de protección y/o control y actividades de operación y mantenimiento.

6 Las recomendaciones genéricas son las comunes tales como corregir el SOE, revisar el esquema de teleprotección, etc.

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6.4 Informes estadísticos de perturbaciones de SIGO

El análisis estadístico de la información operativa asociada con las perturbaciones de la red, es fundamental en la evaluación del comportamiento de la misma, del desempeño de sus equipos y de la confiabilidad esperada de ésta. Estos informes están orientados a detectar puntos problemáticos mediante la evaluación de tendencias en las causas de los eventos, estableciendo una clasificación acorde con las necesidades específicas de la empresa. Se hace una evaluación de la confiabilidad de la red en función de la selectividad y necesidad de las salidas, la efectividad en el recierre, número de fallas por cada 100 km de circuito y de la cantidad de eventos forzados por activo, CTE y nivel de voltaje, entre otras. La gráfica 13 muestra un histórico de perturbaciones en la red de ISA del STN.

Perturbaciones Años 2000 a 2003

0

20

40

60

80

100

120

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Eve

nto

s

Año 00 Año 01 Año 02 Año 03

Figura 13. Histórico de perturbaciones en la red de ISA en el STN

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6.4.1 Selectividad y necesidad en las salidas forzadas

En la figura 14 se ilustran las salidas de activos de USO en el año 2003 con base en la selectividad y la necesidad de las mismas y en la figura 15 las principales causas de los eventos con salida no selectiva y no necesaria en las bahías de línea.

Bahías TotalSelectivo Necesario

%No Selectivo Necesario

%No Selectivo No Necesario

%

Bah. Línea 949 833 87.8 20 2.1 96 10.1

Bah. Condensador 28 20 71.4 0 0.0 8 28.6

Bah. Reactor 7 5 71.4 0 0.0 2 28.6

Bah. transformación 15 12 80.0 0 0.0 3 20.0

Total 999 870 87.1 20 2.0 109 10.9 Figura 14. Selectividad y necesidad de las salidas Activos de Uso. Año 2003

Causas de disparos en bahías de líneas USO

50.0%

8.3%7.3%

6.3%

6.3%

5.2%

5.2%4.2% 4.2% 3.1%

Accidental en Cons ignación Nacional Falla - P rotección EléctricaOtras Causas Actuación Directa de P rotección de Otro Elemento o UC.Otros - P rotección y/o Teleprotección Error en CableadoFalla - Equipo de Teleprotección Cierre Fuera de SincronismoError Especificación de Ajuste de P rotección Ruido o Señal Espúrea de Teleprotección

Figura 15. Causas de disparos no selectivos y no necesarios

en bahías de línea (activos de uso) En la figura 15 los eventos más representativos son: 48 eventos (el 50 %) fueron por causa accidental en consignación; 8 eventos (8.33 %) por falla en protección eléctrica, 7 eventos (7.29 %) por humedad, ausencia de voltaje, error de ejecución de ajustes y no establecidas (estas causas se catalogaron en el gráfico como otras causas) y 6 eventos (6.25 %) por actuación de protecciones de otro elemento, es decir, de otra bahía. En el año 2003, de las 8 fallas en protecciones eléctricas 5 son de la protección LFDC de la bahía de línea BL La Virginia – San Carlos 500 kV, donde comandó

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disparos para fallas externas 7, 2 disparos equivocados por la protección PDPS de la bahía de línea BL San Carlos – Ancón Sur 2, para lo cual se tiene previsto el cambio de dicha protección y el otro disparo se debió a la operación incorrecta de la protección de discrepancia de polos de la bahía de línea BL Ibagué – Mesa 1, en este caso se hizo revisión del circuito de discrepancia y todo funcionó normalmente. De los 7 eventos por otras causas, 2 fueron por causa no establecida, 2 por humedad en la caja de conexiones, 2 por ausencia de voltaje de la bahía de línea BL La Reforma – Tunal ante disparo incorrecto en Tunal, el disparo restante de la bahía de línea BL San Felipe – La Enea fue por operación incorrecta del relé SEL 321. La figura 16 muestra la evolución de la selectividad y necesidad en las salidas para los años 2002 y 2003. La diferencia en los resultados del 2003 con respecto al 2002 en las salidas no selectivas e innecesarias, tuvo su origen principal en la cantidad de disparos durante consignaciones para la implementación del POO.

90.86% 82.17%

0.58%2.96% 8.55%14.87%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Selectivo yNecesario

No Selectivo yNecesario

No Selectivo yNo Necesario

Clasificación Salidas Activos de Uso y Conexión

2002 2003

Figura 16. Evolución selectividad y necesidad en salidas

7 Estos disparos equivocados se presentaron con una conexión no convencional del relé LFDC: Conectado a una línea en vacío con el permisivo permanente. El cambio que se realizó fue implementar en dicho relé el recibo de teleprotección con el envío de teleprotección del relé EPAC de la misma bahía

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6.4.2 Efectividad y oportunidad en el recierre automático de líneas de transmisión

Dentro de la evaluación del recierre se tienen en cuenta dos aspectos, la efectividad y la oportunidad. La efectividad se refiere a que el circuito haya quedado cerrado en ambos extremos por acción del sistema de recierre en cada bahía, el segundo aspecto evalúa la oportunidad de normalizar automáticamente un circuito en función del desempeño y estado del sistema de recierre de sus bahías. La figura 16 muestra la evolución de estos indicadores en los últimos años.

280239

340

153

303

200

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Fallas fugaces Operación correctarecierre

Recierre exitoso

Fal

las

fug

aces

2002 2003

8 5 .4%

5 4 .6%

89 .1%

5 8 .8%

7 4 .6%

85 .1%85 .4%

89 .1%

65.0%

70.0%

75.0%

80.0%

85.0%

90.0%

2000 2001 2002 2003

Oportunidad

Causa Principal 2002 2003

No habilitados 19 (6.8%) 18 (5.3%)Mala operación Recierre 21 (7.5%) 19 (5.6%)Recierres no exitosos 29 (10.4%) 49 (14.4%)Falla tiempo reclamo 35 (12.5%) 10 (2.9%)

Figura 17. Efectividad y oportunidad del recierre

Efectividad

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6.4.3 Fallas por cada 100 km de circuito por año

Este valor se calcula con base en los kilómetros de circuito, así en circuitos de 230 kV se tienen 7367.25 km y en 500kV se tienen 1449.36 km. Para el año 2003 los resultados fueron:

CAUSA Total Eventos

# de fallas/100 km (230kV)

# de fallas/100 km (500kV)

No Establecida 210 2.31 2.76 Descarga Atmosférica 108 1.33 0.69 AMI – Atentado Torre definitiva 73 0.88 0.55 Alta vegetación, Puente abierto, daño bajante y equipo.

16 0.22 0.00

Otras 11 0.08 0.35 Total 418 4.82 4.35

Dentro de la causa otras están las fallas por quema o fuego debajo de la línea, cruce y/o daño en conductores y polución ambiental.

6.4.4 Análisis de tendencias

En el acumulado del año 2003, los circuitos con mas fallas fugaces fueron: CTE NOMBRE ELEMENTO DEA NE Total

LT La Virginia - S. Carlos 500 kV – 1 0 26 26 LT S. Bernardino - Yumbo 230 kV – 1 3* 2 8* LT Betania - Ibagué 230 kV – 1 2 4 6

Suroccidente

LT Jamondino - S.Bernardino 230 kV – 2 1 5 6 LT Comuneros - Primavera 230 kV - 1 4 7 11 LT Guatiguará - Tasajero 230 kV - 1 2 8 10 LT Los Palos - Ocaña 230 kV - 1 3 7 10

Oriente

LT Guatiguará - Sochagota 230 kV - 1 2 6 8 LT Cerro - S. Carlos 500 kV - 2 6 8 14 Norte LT Cerro - Urrá 230 kV - 1 3 2 5 LT Miel I - San Felipe 230 kV - 2 5 10 15 LT Ancón Sur - S. Carlos 230 kV - 2 1 12 13 LT Playas - Primavera 230 kV - 1 8 2 10

Noroccidente

La Sierra - San Carlos2 2 5 4 9 LT Noroeste - Purnio 230 kV - 1 4 2 6 Centro LT Noroeste - Purnio 230 kV - 2 2 2 4

DEA: Descarga Eléctrica Atmosférica NE: No Establecida * 3 Falla fueron por alta vegetación

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Los esquemas gráficos de estas tendencias son las siguientes:

M ie l I - S a n F e l ip e 2

21 .7

31 .33

2

27 .828 .5

23 .63 27 .8 27 .9

27

27 .827 .8

27 .928

27 .8

27 .7

0

5

10

15

20

25

30

35

31/E

ne

14/F

eb

28/F

eb

14/M

ar

28/M

ar

11/A

br

25/A

br

09/M

ay

23/M

ay

06/J

un

20/J

un

04/J

ul

18/J

ul

01/A

go

15/A

go

29/A

go

12/S

ep

26/S

ep

10/O

ct

24/O

ct

07/N

ov

21/N

ov

d (

km)

des

de

Mie

l I

P la ya s - P rim a ve ra

83 .8

101 .9

29

24 .5

101

27 .3 27 .299 .6

94 .8

150

20

40

60

80

100

120

21/

Abr

05/

Ma

y

19/

Ma

y

02/J

un

16/J

un

30/J

un

14/

Jul

28/

Jul

11/

Ag

o

25/

Ag

o

08/S

ep

22/S

ep

06/

Oct

20/

Oct

d (

km)

des

de

Pla

yas

Ce rro m a to so - S a n C a rlo s 2

5 1 .1 2

1 5 0

7 7 .8 3

1 0 0

1 0 0 .8

1 7 3 .3

8 67 5

6 3 .6

2 9

1 7 7

2 2 4

7

6 7 .1

0

5 0

1 0 0

1 5 0

2 0 0

2 5 0

21/M

ay

04

/Ju

n

18

/Ju

n

02/J

ul

16/J

ul

30/J

ul

13/A

go

27/A

go

10

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p

24

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p

08/

Oct

22/

Oct

05/N

ov

19/N

ov

03/

Dic

17/

Dic

d (

km)

des

de

Cer

rom

ato

so

Com une ros - Prim a ve ra 1

63

78

46 .2

47 .1

71

41 .4

6 8 .7

1715 .8

51 .6

98 .7

0

20

40

60

80

100

120

16

/Ma

r

30

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r

13/A

br

27/A

br

11/M

ay

25/M

ay

08

/Jun

22

/Jun

06/

Jul

20/

Jul

03/A

go

17/A

go

31/A

go

14/

Sep

28/

Sep

12/O

ct

26/O

ct

09/N

ov

23/N

ov

d (

km)

des

de

Co

mu

ner

os

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6.4.5 Anomalías

A continuación se presentan apartes de la información estadística de las anomalías registradas en SIGO en el periodo May. 2002 - Dic. 2003, del informe estadístico de este periodo. Para mayor información se recomienda la lectura del informe correspondiente. Criticidad de las anomalías

2002

2003Total

Baja

Media

Alta

Total

239

148

91

130

6565

88

72

1621

11

10

0

50

100

150

200

250

Riesgo operativo y criticidad

RIESOPER Alta Media Baja TotalDisparo no selectivo e innecesario 45 30 0 75No aclaración de fallas 21 3 0 24No aclaración oportuna de fallas en el elemento 13 19 2 34Oportunidad en el restablecimiento del elemento 21 15 4 40Falla reiterada en el elemento 4 2 1 7Cierres asincrónicos 9 1 0 10Recierres no exitosos 2 6 2 10Sobrevoltaje en el elemento 0 0 1 1Pérdidad el disparo monofásico 10 10 8 28Mal desempeño de los equipos de protección 4 2 0 6Oportunidad en el análisis de perturbaciones 1 0 3 4Total 130 88 21 239

CRITIC

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Impacto por riesgo operativo y criticidad

20022003

TotalIm

pact

o B

ajo

Impa

cto

Med

io

Impa

cto

AltoT

otal

239

148

91

131

85

46

69

3930

39

2415

0

50

100

150

200

250

Anomalías por componentes afectados

62%15%

14%

5% 3% 1% Sist.Prot. Control

Sist. Recier.

Sist. Telep.

Sin Componente Específ ico.

Operativa

Sist. Señal

Total Gral

FAMILIA 2002 2003 Total 2002 2003 Total 2002 2003 TotalSist.Prot. Control 149 37 54 91 11 18 29 13 16 29Sist. Recier. 35 0 2 2 17 16 33 0 0 0Sist. Telep. 34 8 23 31 1 1 2 0 1 1Sin Componente Específico. 12 0 4 4 0 1 1 0 7 7Operativa 7 1 2 3 1 3 4 0 0 0Sist. Señal 2 0 0 0 0 0 0 2 0 2Total Gral 239 46 85 131 30 39 69 15 24 39

Impacto MedioImpacto Alto Impacto Bajo

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Anomalías pendientes por equipo e impacto

6

1

1

6

0

1

1

0

3

4

00

10

3

00

2 2

00

1

0

1

00

2

0

1

0

0

1

0

1

4

1

7

0

1

SE

L321

EP

AC

LFZ

R

PD

3A

RE

L511

LFD

C

PD

PS

RA

LZA

RE

L521

KA

VR

RE

B 5

51

Sis

t.Rec

ierr

e

Sis

t. T

elep

rot.

Impacto Bajo

Impacto Medio

Impacto Alto

Anomalías Recurrentes

2002 2003 Total 2002 2003 Total 2002 2003 Total7 0 0 0 0 0 0 1 0 1 15 1 0 1 0 0 0 0 0 0 14 1 1 2 2 0 2 0 0 0 43 1 2 3 2 2 4 1 0 1 82 4 3 7 3 1 4 1 1 2 131 9 17 26 7 5 12 3 0 3 41

Total Gral 16 23 39 14 8 22 6 1 7 68

Total GralCantidad de

Recurrencias

Número de Anomalías por Impacto

Impacto Alto Impacto BajoImpacto Medio

Hubo recurrencias en 68 anomalías, de las cuales 39 fueron de alto impacto. En 1 anomalía de alto impacto hubo 5 recurrencias y en 2 anomalías de alto impacto hubo 4 recurrencias

ANÁLISIS DE LAS RECURRENCIASCon

ConcSin

ConocTotal

Causa de la anomalía inicial estaba en investigación 53 11 64Sin Comentarios 13 4 17Recomendaciones anomalía inicial no ejecutadas 12 0 12Recomendaciones anomalía inicial ejecutadas inadecuadamente 6 2 8Anomalía inicial no detectada por falta de análisis 2 3 5Perturbación inicial sin análisis por ser muy seguidas 3 2 5Anomalía inicial no detectada por falta de información 0 4 4Pendiente de solución por falta de repuestos 1 1 2Perturbación inicial sin análisis oportuno 0 1 1Recomendaciones anomalía inicial inadecuadas 1 0 1Total general 91 28 119

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Estado de las anomalías

74

40

120

239

35

22

70

131

189

41

69

2199

39

Total Impacto Alto Impacto Medio Impacto Bajo

TotalSolucionadaSin solución requeridaPendiente Inicial

2002 2003 Total 2002 2003 Total 2002 2003 TotalSolucionada 30 40 70 22 19 41 5 4 9 120Sin solución requerida 8 14 22 3 6 9 6 3 9 40Pendiente Recurrencia 0 4 4 0 1 1 0 0 0 5Pendiente Inicial 8 27 35 5 13 18 4 17 21 74Total 46 85 131 30 39 69 15 24 39 239

Estado TotalImpacto Alto Impacto BajoImpacto Medio

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7. COMO REALIZAR UN ANÁLISIS DE PERTURBACIONES

Este numeral plantea sugerencias prácticas para realizar los análisis de perturbaciones. No obstante, será con el desarrollo de su habilidad en este tema que cada persona adquiera estrategias propias para el análisis, que marcarán una competencia efectiva en este asunto.

7.1 Comenzando con el análisis

Con la primera señal que indique la ocurrencia de una perturbación, de las cuales se destacan las alarmas del SINAUT y las del frecuencimetro, se debe: - Identificar con claridad la zona involucrada. - Identificar con el SCADA los activos que muestran interruptores abiertos - Identificar en el SOE y el General Sumary las señales con apertura y/o

cierre de interruptores. Con la información anterior se debe armar el “panorama de la perturbación”. Una buena forma es dibujando un diagrama unifilar sencillo marcando los interruptores que se movieron. Puede suceder que las personas adquieran tanta habilidad que ya “tengan el unifilar en la mente” y no requieran dibujarlo. Con cada señal que muestre apertura de interruptores en el SOE se deben buscar señales precedentes que indiquen alguna actuación de protecciones, para determinar la causa posible que originó el disparo. Para esta búsqueda el software Excel ofrece mucha versatilidad, por tal motivo se sugiere que el SOE sea exportado a esta herramienta y, con los filtros activados, se haga la consulta por subestación. Recordar que lo más normal es que las señales de SOE en cada subestación no estén sincronizadas. La información del frecuencímetro sirve para conocer el origen o consecuencias de la perturbación en cuanto al balance carga – generación. Así por ejemplo, si la frecuencia cae significa una pérdida de generación y cuando sube significa una pérdida de carga. Para la aplicación del análisis en tiempo real, lo anterior puede hacerse, en general, antes de 10 minutos. Con esto se obtiene la información necesaria para reportar el evento y declarar o no la disponibilidad de los activos.

7.2 El restablecimiento

Es una actividad muy importante en el análisis de tiempo real de una perturbación. Las principales consideraciones que deben tenerse para el restablecimiento son las siguientes:

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Tener siempre presente la longitud de los circuitos y su posible efecto en sobrevoltajes. Especialmente cuando el origen del evento haya sido esta situación. De primera mano se puede utilizar el equivalente: 1 kV por cada 20 km de circuito en todas las líneas de 500 kV y 230 kV, exceptuando San Carlos - Virginia - San Marcos que es 1 kV por cada 10 km. En los circuitos de 500 kV estos valores aplican siempre que estén los reactores conectados. Los valores exactos dependen de muchas más variables, para lo cual se recomienda ver documentos de Estudios de Operación 8 en: \\Isant01\G_Produccion\GestionRed\AnalisisOperativo\Perturbaciones\Docume

ntosTecnicos\CalculoVoltajeEnergizacionCtos.doc Siempre existe la posibilidad que el intento de cierre sea no exitoso o con cierre en falla. Es muy importante determinar qué situación se presentó, cuando es cierre en falla normalmente hay señales de SOE que evidencian dicha falla, cuando es maniobra no ejecutada normalmente no hay señales de SOE que la respalden. En estos casos se deben verificar que no hayan relés de disparo activados, que hayan condiciones de sincronismo y que no hayan problemas en el SINAUT. • Para verificar el ángulo de las condiciones de sincronismo cuando existen

problemas de cierre, se puede usar la recomendación existente para tal efecto9:

• Seleccionar una trayectoria entre las dos subestaciones asociadas con la

línea a sincronizar (lo ideal sería seleccionar la trayectoria que tenga el menor número de subestaciones intermedias).

• Los ángulos en los distintos tramos se calcula utilizando la información

tomada del SCADA en tiempo real con la fórmula simplificada:

)(** 21 δSenoX

EEP

L

= , donde

P : Potencia activa trifásica por la línea E1 : Voltaje efectivo fase – fase del nodo 1 E2 : Voltaje efectivo fase – fase del nodo 2 XL : Reactancia de secuencia positiva de la línea δ : Diferencia angular entre nodos 1 y 2.

La diferencia angular final para la línea que se quiere sincronizar será la suma aritmética de los distintos ángulos obtenidos en cada trayectoria. Si la potencia sigue el curso de la trayectoria el ángulo se suma y en los casos que sea contraria a la trayectoria el ángulo se resta.

8 JAIRO MAURICIO URREA RAMÍREZ. Mails noviembre 26 de 2001 y diciembre 15 de 2000 9 JHON ALBEIRO CALDERON SERNA . Mail abril 21 de 2004.

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7.3 Análisis de más detalle

Con información complementaria a la mencionada en el numeral 7.1 se toman más elementos para analizar la perturbación. La que presenta mayor valor agregado en este punto son los registros de osciloperturbografía de los relés y registradores de fallas, así mismo como los reportes de operación de los relés de protección. En muchas ocasiones inclusive, esta información obtenida oportunamente sirve para tomar mejores decisiones en el restablecimiento dado en el numeral 7.2. Los registros de osciloperturbografía deben descargarse con un criterio de priorización, especialmente cuando hay varios subsistemas involucrados en la perturbación. El criterio definido se obtiene con base en lo analizado en el numeral 7.1 especialmente con el SOE. Algunas consideraciones son las siguientes: Comenzar descargando los registros de los activos que se presuman fallados de acuerdo a la señalización del SOE. Normalmente son los activos que tuvieron disparo automático en ambos extremos con operación de protecciones principales. En segunda instancia o igualdad de importancia que el punto anterior, se buscan registros de las bahías en las cuales se tengan dudas de la causa del disparo o se presume que no están falladas y puede existir alguna anormalidad.

“Montar bicicleta …. se aprende montando” “Manejar automóvil …. se aprende manejando”

“Analizar registros de falla …. se aprende analizándolos” “No conozco otra forma de adquirir destrezas y habilidades en el análisis de los registros de falla, sino analizándolos y para cada uno de ellos realizar las pesquisas que sean necesarias hasta entender el porqué de cada uno de los cambios en los oscilos.” Los “TIPS” más representativos para el análisis de registros de falla son los siguientes:

Se sugiere que antes de iniciar el análisis de cualquier registro se verifique que las corrientes y voltajes

de cada fase están en la misma escala.

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¿Hay falla? VS VR

IS

RL jXL<<<

RC

jXC

T = 0

RF

En t = 0 ocurre la falla y si consideramos RF = 0 entonces la impedancia vista por la fuente es solo RL + jXL y el circuito se vuelve inductivo dado que RL <<< XL. Esto significa que el ángulo entre Is y Vs es cercano a 90° (normalmente el ángulo del circuito es un valor cercano a 85° que se obtiene como ArcTan(XL/RL)). Esta situación implica una caída del voltaje e incremento en la corriente por cuanto la impedancia a tierra del circuito visto desde la fuente disminuye considerablemente, dado que la impedancia de la línea es mucho menor que la impedancia de carga. En la gráfica siguiente se muestra un ejemplo de falla.

Una forma fácil de obtener el ángulo entre la corriente y voltaje de falla, es trazando una vertical por el cruce por cero del voltaje en el inicio de la cresta positiva. Posteriormente se busca, a la izquierda o derecha de esta raya, el más próximo cruce por cero de la corriente, también al inicio de la cresta positiva. Se mide el tiempo entre los dos cruces por cero y se aplica la regla de tres simple 10:

θ→

°→

mst

ms 3606666.16

En el ejemplo dado t = 3.3 ms, entonces la solución de la regla de tres simple será que el ángulo entre el voltaje y la corriente θ = 71.280°

10 La regla de tres se obtiene de la relación que un periodo de la onda equivale a 360 grados y, dado que la frecuencia del sistema es 60Hz, entonces el periodo será 1/60 = 16.6666 ms. De esto también se desprende la expresión simple que por cada milisegundo hay 21.6°. Entonces para obtener el ángulo entre dos ondas a 60Hz, simplemente se toma el tiempo t entre el cruce por cero de sus crestas positivas y se multiplica por 21.6°.

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Si el cruce por cero de la corriente queda al lado izquierdo, entonces se dirá que la corriente adelanta al voltaje en θ grados. En caso contrario, se dirá que la corriente atrasa al voltaje en θ grados o, igualmente, se observan los máximos de las ondas a la derecha de la línea vertical y el primero que se encuentre será el de la onda que está adelantando. En el ejemplo gráfico se concluye que la corriente atrasa al voltaje en 71.280°. Esta corriente en atraso representa un circuito inductivo, significando generalmente una falla hacia delante del punto de medición, que debe ser detectada por las protecciones direccionales. Cuando la falla es de baja impedancia (RF → 0 ) el ángulo es muy cercano al ángulo de la línea:

85° > θ > 60° Generalmente las fallas por árbol son con RF muy grande y el ángulo se vuelve cercano a cero:

10° > θ > 0° Una forma de saber si la falla es interna o externa al circuito es comparando los ángulos en ambos extremos del mismo. Si es interna deberán indicar falla hacia delante, es decir, corriente atrasando al voltaje en θ° < de 90.

Siempre debe tenerse la precaución de verificar que los registros sean confiables.

• Que no tengan las corriente o voltajes con polaridad invertida. Una

forma simple de hacer esto es verificando que en las condiciones prefalla el flujo de potencia activa en el circuito corresponda con el flujo del SINAUT. Recordar que la forma de calcula el flujo de la potencia es:

P = V*I*Cos(θ)

• El valor del Cos(θ) dará el signo de la potencia, positivo saliendo del

nodo y negativo entrando al nodo.

• Que las magnitudes correspondan con la realidad. Una forma simple de hacer esto es verificando que en las condiciones prefalla el valor de potencia activa en el circuito corresponda con el valor del SINAUT.

Para mas información sobre corrientes de falla y características especiales de la misma puede consultarse la presentación:

\\Isant01\G_Produccion\GestionRed\AnalisisOperativo\Perturbaciones\DocumentosTecnicos\CapacitacionAdP.ppt

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¿Qué es la inversión de flujo y para qué sirve? Como su nombre lo indica, la inversión de flujo es una inversión de la corriente por cambios topológicos durante la falla. Cuando se observa este fenómeno en un registro, significa que el circuito respectivo NO TIENE FALLA en la fase en la cual se da dicha inversión. Igualmente, significa el disparo del extremo del circuito fallado hacia el que se está haciendo el aporte. En la dos figuras siguientes se observa gráficamente el concepto.

En las líneas doble circuito se observa con mayor frecuencia este fenómeno. Un caso muy interesante es cuando fallan simultáneamente los dos circuitos con distinta fase fallada. En estos casos se tiene corriente de falla en una fase mientras en la otra podría tenerse inversión de flujo, dando claridad del momento en que se produce el disparo del circuito paralelo en uno de sus extremos.

t=0

t<0 t>0

En t = 0 se presenta el disparo del interruptor y el relé en la subestación A experimenta una inversión de flujo, esto es, la corriente cambia su dirección.

B A

t=0

t<0 φB

t>0 φB

SFelipe Miel

2φAB

1φA

φA

1

2

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En las dos gráficas anteriores se observa que hubo falla en la fase A del circuito San Felipe – Miel 1 y en las fases AB del circuito 2. En el momento que se presenta el disparo de la fase B en San Felipe del circuito 2, hay inversión de flujo en la fase B en Miel para el circuito 1. ¿El circuito está abierto en el extremo del registro en análisis? Es otra pregunta que surge con frecuencia al analizar un registro de fallas, y aunque resulta muy obvia la respuesta, es importante tenerla en cuenta. En la gráfica siguiente se observa que la medida de corriente y voltaje está después del interruptor.

Lo anterior implica que la apertura del interruptor es un “circuito abierto” y por tanto la medida de corriente TIENE que ser cero, en el extremo abierto. No sucede lo mismo con el voltaje, puesto que éste puede venir del extremo opuesto cerrado. En algunas ocasiones con el interruptor cerrado la corriente también es cero. Esto ocurre en líneas muy cortas con el extremo opuesto abierto o cuando la barra de la subestación está sin voltaje.

Por este motivo es tan importante tener siempre presente el panorama de la perturbación y la longitud de los circuitos

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¿El circuito está abierto en el otro extremo? Cuando un circuito queda en vacío generalmente, dependiendo de su longitud, se convierte en una carga capacitiva. El ángulo θ tendrá un valor muy cercano a 90° con la corriente en adelanto al voltaje.

Lo anterior puede ser muy útil para saber el momento en que se dispara el extremo opuesto del circuito, con respecto al registro en análisis. Nótese también el cambio en la corriente cuando se presenta el cierre en el extremo del registro. ¿Qué pasa con la corriente de neutro? La corriente de neutro o corriente residual, que se obtiene por la suma fasorial de las corrientes de fases, es un oscilo muy significativo en el registro. Por sí sola, su presencia significa una condición anormal de operación. Entre más grande sea, mayor será la evidencia que existe una falla o condición atípica de operación. Cuando existe falla a tierra en el circuito o circuitos adyacentes, inclusive fallas de alta impedancia, su valor es considerable. En los criterios de ajuste de protecciones se estima que existe falla cuando este valor es mayor de 120A efectivos(rms), que es el ajuste convencional del arranque de la protección 67N. Un valor pequeño de corriente residual puede también significar una condición de fase abierta, por ejemplo durante un ciclo de recierre monofásico. Su valor dependerá de la corriente de transferencia por el circuito. En circuitos no transpuestos muy largos (∼200km) también se presentan desbalances significativos cuando hay altas transferencias.11

11 Un caso especial lo representa la línea Guavio – La Reforma – Tunal, que por su configuración causa altos desbalances en las corrientes de fase causando altas corrientes residuales.

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En muchos registros la corriente residual es la mejor opción para tomar el punto cero de la falla, porque generalmente, parte de un valor previo igual a cero. La mayoría de Transformadores del sistema de ISA tienen devanado terciario en ∆. Debido a la presencia de esta ∆ y en el caso de fallas a tierra en la red de alta o media tensión, habrá un aporte de corriente de secuencia cero del trafo hacía la red fallada. Esta corriente es muy importante tenerla presente durante el análisis de fallas en sistemas radiales y cuando se analizan las operaciones de las protecciones de sobrecorriente 51/51N del trafo. Por ser corrientes de secuencia cero, la corriente de neutro tomará un valor importante (tres veces la corriente por cada fase), aún cuando el transformador esté en vacío o en la red no fallada solamente haya carga.

Vimos que con el ángulo entre voltaje y corriente de falla se puede determinar la direccionalidad de la falla. Con la corriente y voltaje de neutro no se puede aplicar el mismo criterio, en éste caso sucede lo contrario: falla hacia delante implica que la corriente de neutro adelante al voltaje de neutro.

Finalmente debe tenerse presente que si existe corriente de neutro es porque la falla fue asimética con tierra. En algunos registros no se mide la corriente de neutro, por tanto deberá

obtenerse con la suma de los oscilos de las fases respectivas. Igualmente sucede con el voltaje de neutro

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¿Y cuando la falla no es monofásica? En los casos de falla trifásica balanceada, se encontrará falla hacia delante cuando las corrientes de cada fase estén en atraso con su respectivo voltaje. En estos casos la corriente residual es cero, por cuando la suma fasorial de la corrientes de fase dará este valor. En los casos en que la falla es bifásica a tierra, se encontrará falla hacia delante cuando las corrientes de las fases falladas estén en atraso con respecto a sus voltajes. El caso más especial es cuando la falla es bifásica aislada. Cuando esto ocurre las corrientes de falla son de igual magnitud y perfectamente en contrafase. Los voltajes de falla toman la misma magnitud y se acercan en ángulo, tanto como cerca haya sido la falla al punto de medida (valores de 70° son normales).

Para establecer la direccionalidad en estas fallas, rápidamente se puede inferir u obtener una estimativa con las siguientes consideraciones:

• Falla AB. La corriente de la fase A atrasa el voltaje de la fase A o está casi en fase.

• Falla BC. La corriente de la fase B atrasa el voltaje de la fase B o está casi en fase.

• Falla CA. La corriente de la fase C atrasa el voltaje de la fase C o está casi en fase.

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Sin embargo, la forma correcta de hacer el cálculo es evaluando fasorialmente la expresión:

21

211

II

VVxZ

−

−= , donde

Z1x es la impedancia de secuencia positiva al punto de falla V1 es el voltaje Va, en falla AB, Vb en falla BC y Vc en falla CA. I1 es la corriente Ia en falla AB, Ib en falla BC e Ic en falla CA.

Si este fasor de impedancia queda en el primer cuadrante, 90°> θ > 0°, la falla será hacia delante, si queda en el tercer cuadrante la falla será para atrás.

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8. LECTURAS RECOMENDADAS

• Informe diario de transporte. Informe publicado todos los días por el CSM en la página Isanet. http://isanet/Transporte%20Energia/gerencia/dia/Informe%20diario/informe.htm

• Informes del análisis de perturbaciones. Con el consecutivo de las

perturbaciones que aparece en el informe diario de transporte se busca para el año correspondiente el informe. También se encuentra toda la información de soporte como registros de falla en formato comtrade, SOE, reportes de relés, etc. \\Isant01\G_Produccion\GestionRed\AnalisisOperativo\Perturbaciones\Eventos

• Informe estadístico de perturbaciones año 2003 y su presentación.

Informe estadístico completo sobre las perturbaciones del año 2003. \\Isant01\G_Produccion\GestionRed\AnalisisOperativo\Estadisticas\Perturbaciones\EstRedEneDic2003

• Semáforos y compensaciones por indisponibilidad. Semáforos

semanales de aplicación de la resolución CREG 061 de 2000. http://isanet/G_ste/paginaWeb/compensacion/index.htm

• Informe sobre la operación del SIN. Informe diario de operación

publicado por el CND con la información de la operación diaria del SIN. http://infosin.isa.com.co/opesin/paginas/opesin.asp

• Resolución CREG 025 de 1995, 080 de 1999 y 061 de 2000. Informe

diario de operación publicado por el CND con la información de la operación diaria del SIN. http://isanet/G_Ste/PaginaWeb/RegulacionNacional/index.html

• Documento “SIGO aplicado al análisis de perturbaciones”.

Capacitación CSM agosto de 2003. \\Isant01\G_Produccion\GestionRed\AnalisisOperativo\Perturbaciones\DocumentosTecnicos\MetodologiaSIGO_vr5.doc

• Consultas estadísticas de:

Consignaciones y Ocurrencias forzadas Elementos y Eventos Causas y localización de fallas en activos Anomalías Recomendaciones Desempeños de relés de protección \\Isant01\G_Produccion\GestionRed\AnalisisOperativo\Estadisticas\ConsultasMaestras \\Isant01\G_Produccion\GestionRed\AnalisisOperativo\Estadisticas\Perturbaciones\ConsultasMaestras

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9. BIBLIOGRAFIA

[1] DESAGREGACIÓN DE ACTIVOS DE TRANSMISIÓN EN UNIDADES CONSTRUCTIVAS SEGÚN RESOLUCIÓN CREG 026 DE 1.999. DIRECCIÓN DESARROLLO DEL STE DOCUMENTO STE – 233. Medellín, diciembre de 1999.

[2] EXPERIENCIA DE CHILECTRA METROPOLITANA EN ANÁLISIS DE FALLAS. Revista de la Comisión de Integración Eléctrica Regional Vol.2 No. 4 agost./93. Pg.2-8. [3] CONCEPTOS Y TERMINOLOGÍAS ESTADÍSTICA OPERACIÓN ELÉCTRICA. Propuesta para una base de datos. Paulo K. Maezono, Julio de 1997. [4] DESARROLLO, INTEGRACIÓN E IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA

DE INFORMACIÓN DE DESCARGAS ELÉCTRICAS ATMOSFÉRICAS CON EL SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA CONCEPTOS Y TERMINOLOGÍAS ESTADÍSTICA OPERACIÓN ELÉCTRICA. Seminario Internacional de Mantenimiento y Servicios Asociados en Sistemas Eléctricos SIMSE CIER 2003. Porras Leonardo y Agudelo Michael. Cartagena de Indias, Agosto de 2003.

[5] METODOLOGÍA Y REQUERIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE

FALLAS. Equipo Análisis Operativo; Dirección Operación y Supervisión; Gerencia Transporte de Energía. ISA Medellín, 1998.

[6] SIGO APLICADO AL ANÁLISIS DE PERTURBACIONES. Equipo

Análisis Operativo; Dirección Gestión de la Red; Gerencia de Producción. Capacitación CSM agosto de 2003. Medellín

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