APLICACIÓN DEL MÉTODO INTERACTIVO EN EL ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

Ing. Juan Marcelo Torrez Baltazar

________________________________________________________________Ing. Fidel M. León Sossa

Resumen. El presente artículo describe y compara los métodos de análisis de coordinación de protecciones no-interactivos (tradicionales) e interactivos (dinámicos) con ayuda del programa de simulación especializado en protecciones CAPE. El estudio de enfoca en un sistema de subtransmisión, que presenta problemas de coordinación en sus protecciones de respaldo remoto, bajo un análisis de contingencias de protecciones n-1, verificando que los métodos no-interactivos introducen errores en la determinación de los tiempos de coordinación reales entre protecciones. Palabras claves. CAPE, coordinación de protecciones, contingencia de protecciones n-1, protección principal y de respaldo, tiempos de coordinación, modelación y simulación digital. 1. INTRODUCCIÓN

Generalmente los estudios de coordinación de protecciones basan su análisis en métodos no-interactivos, entendiéndose como aquellos que no analizan la operación correlativa (dinámica) de los sistemas de protección. Actualmente existen herramientas de análisis de protecciones que incluyen las ventajas del método interactivo, permitiendo al usuario realizar un estudio más real de la operación de sus sistemas de protección.

Este tipo de análisis es especialmente recomendado en instalaciones que conllevan considerable importancia, donde se requiere realizar análisis de contingencias n-1 de los sistemas de protección y verificar la correcta operación de las protecciones de respaldo, tanto local como remoto.

Una de estas herramienta es el programa CAPE (Computed Aided Protection Engineering) de la firma ELECTROCON, que junto con el módulo de simulador de sistemas, representa una de las aplicaciones más poderosas en la industria eléctrica para la evaluación de la respuesta de los sistema de protecciones desde el tiempo de ocurrencia de la falla hasta su despeje. Con el módulo de simulador de sistema se puede definir una falla y simular la reacción de hasta 3000 elementos de relés próximos, que presentarían un sistema de protección real con relés, configuraciones complejas de transformadores de medida, lógicas de operación, e interruptores con diferentes tiempos de operación.

Protecciones contra fallas a tierra y entre fases pueden ser simuladas juntas, así como relés de distancia, sobrecorriente y sobrevoltaje, tal y como operarían durante un evento de falla real. La simulación realiza una pausa durante cada evento de desconexión, permitiendo al usuario examinar la condición de cualquier relé o panel de relés. 2. PROGRAMA DE SIMULACIÓN CAPE

Una de las características más importantes del programa CAPE es la habilidad de modelar detalladamente los relés de protección de una amplia gama de fabricantes. En vez de proporcionar unos pocos modelos genéricos, CAPE representa los relés de protección de acuerdo a los datos del fabricante, tipo, modelo y estilo de relé. Esto significa que el programa CAPE trabaja con los mismos modelos de relés que actualmente se encuentran operando en el sistema, y permite carga los ajustes con todos los campos (valores) utilizados por el equipo real. Los modelos detallados de relés incluyen las siguientes características:

• Todos los campos (valores) que están disponibles en el relé.

• Supervisión interna y lógicas de acuerdo al modelo del relé.

• Implementación de las ecuaciones comparativas en el elementos de distancia.

Esto significa que cada modelo de relé sigue las especificaciones del fabricante, mientras

los datos se encuentren disponibles. Es importante hacer notar que estos modelos detallados de relés son modelos de estado estacionario, por lo que las funciones de protección que requieran un análisis transitorio no pueden ser modeladas dentro del programa. Por lo tanto, funciones como protecciones de sobrecarga térmica, verificación de sincronismo, esquemas de reconexión, etc. no son incluidos en el modelo del relé, y solo sirven como información. El programa CAPE incluye modelos para los siguientes tipos de elementos:

1. IOC: Elemento de sobrecorriente instantáneo

2. TOC: Elemento de sobrecorriente temporizado

3. DIST: Elemento de distancia. Este elemento puede tener cualquier tipo de característica

4. DIR: Elemento direccional. Con una gran variedad de opciones de polarización disponibles

5. TIMER: Elemento temporizador con retraso en el arranque

6. VOLT: Elemento de bajo y sobrevoltaje, con característica de tiempo inverso y definido.

7. AUX: Elemento auxiliar, empleado en la implementación de lógicas dentro y fuera del relé

8. CDIFF: Elemento diferencial de corriente

Por lo tanto un modelo de relé podrá contener algunos o todos los elementos mencionados anteriormente dentro del mismo. Por ejemplo, los relé de distancia electromecánicos antiguos estaban generalmente compuestos por un elemento de distancia de una zona, por lo que para implementar un esquema de distancia escalonado, se debía instalar tres relé de distancia, y dos relés temporizadores adicionales. En los modernos relés digitales, tres o más elementos de distancia, temporizadores, elementos de sobrecorriente de respaldo, elementos direccionales, etc. son incluidos en un solo equipo. Los modelos de relés de programa CAPE imitan las

especificaciones del fabricante para el relé, por lo que la base de datos de relés, incluye tanto modelos antiguos como: el KD, GCY y GCX, así como modernos: REL-531, SEL-421 o 7SA513. El relé es ajustado a partir de los campos disponibles en el modelo. Estos campos ajustan todos los elementos en el relé, y en algunos casos también la supervisión interna. Por ejemplo un campo puede decidir si la supervisión de los elementos de distancia es realizada por elementos direccionales de sobrecorriente o por elementos no-direccionales. Sin embargo en muchos modelos de relés, la supervisión interna se encuentra pre-definida, y no es determinada por los ajustes del relé. Una vez que se tiene ajustado el relé en CAPE, se puede estudiar la operación de cada elemento individual desde el modulo de Coordinación Gráfica (CG). Como los estudios se valen del modelo operacional detallado de cada elemento, y al menos que se ajuste una opción contraria, los modelos consideran la supervisión interna por defecto. En el caso de los elementos de distancia, la supervisión siempre se modela en el módulo de Coordinación Gráfica. Por ejemplo, se puede observar que un elemento de distancia debería operar ante una falla dentro de su zona de operación, sin embargo el elemento no opera. Una revisión detallada del reporte del elemento nos mostraría que algún elemento supervisor no operó, por lo que el elemento tampoco. Los módulos de Simulador de Sistema (SS) y Verificación de Relés (RC) consideran la supervisión por defecto.

La siguiente figura muestra la estructura típica de un relé en el programa CAPE.

Figura 1. Modeló de relé en el programa CAPE.

2.1. Zona Local de Protección (LZOP)

Una zona local de protección (LZOP) puede ser vista como un panel o cubical de protecciones en una subestación. El cubical pude proteger una línea de transmisión, un transformador, un alimentador en MT, o cualquier otro equipo de la subestación. La zona local de protección tiene los siguientes propósitos:

• Permite la agrupación de los equipos de

protección de un componente en particular, simplificando además su búsqueda en la base de datos. Se podría tener una gran cantidad de relés en la base de datos, sin embargo su ubicación se simplifica a la selección de la subestación y el LZOP.

• Define que interruptores deben abrir cuando los relés del LZOP operan.

• Identifica las zonas de protección primaria de los relés contenidos.

El programa diferencia siete tipos de zonas locales de protección: LINE (líneas de transmisión), XFMR (transformadores), MISC (misceláneos), BUS (barras), BUS_TIE (barras acopladas), MACHINE (máquinas) y PASS_SHUNT (elementos pasivos en derivación). 2.2 Simulador de Sistemas (SS)

El módulo de Simulador de Sistemas realiza una simulación paso a paso (interactiva) desde el tiempo de inició de la falla hasta el tiempo de despeje, determinando condiciones (eventos) de estado estable intermedios, que son analizados en el dominio fasorial. Las pausas en la simulación se realizan en cada evento de maniobra (apertura o cierre de interruptores) o en cada tiempo predeterminado, permitiendo la exanimación de los disparos de interruptores actuales y futuros, y caminos de disparo en el Diagrama Unifilar (OL). También permite modificar las fallas o adicionar otras simultáneas, con el propósito de predecir la siguiente operación de las protecciones, tantas veces sea necesario para aislar y despejar la falla.

En cada paso (evento) ventanas de reportes ayudan a entender la lógica de operación de las protecciones. También se pueden solicitar resúmenes de todas las operaciones previsibles de interruptores, aportes de corriente de fallas en cada evento, reportes de lógicas de contactos o de ajustes de relés de protección. 3. CASO DE ANÁLISIS CON EL MODULO

SIMULADOR DE SISTEMA DEL CAPE

A continuación se presenta el caso de estudio para analizar un problema de coordinación de protecciones aparente en un sistema de potencia. El siguiente gráfico muestra el sistema en estudio:

Figura 2. Caso de estudio.

Se tratar de una línea de subtransmisión donde se simulará una falla monofásica a mitad de la línea y se asumirá un problema en la apertura del interruptor principal en la subestación A, obligando a que la falla sea despejada por la protección de respaldo remoto en la subestación B, al no contar la subestación A con protección de falla interruptor, que permita aislar la falla en la misma subestación.

Las líneas de subtransmisión cuentan con protección de distancia en esquema escalonado (sin teleprotección), por lo que un problema en el despeje del sistema de protección principal, requerirá de la operación de la protección de respaldo remota en la subestación B (zona 3 de distancia o sobrecorriente direccional de neutro). Sin embargo también se debe notar que la barra B, contiene transformadores elevadores de unidades de generación, la cuales cuentan con protecciones de respaldo de sobrecorriente de fases y neutro, que pueden adelantarse a las protección de respaldo de la línea sino se encuentra bien coordinadas.

3.1 Caso A: Simulación No-Interactiva La simulación no interactiva considera un

escenario de estado estacionario en falla, donde los tiempos de operación son calculados a partir de las corrientes y tensiones en el momento de la falla, sin considerar su modificación posterior a la apertura de interruptores (cambio de topología de la red). El programa CAPE cuenta con módulos de análisis de coordinación de protecciones tanto interactivos como no interactivos. Los módulos no interactivos son el de Gráficos de Coordinación (GC) y el de Verificación de Relés (RC). En los módulos interactivos tenemos el Simulador de Sistemas (SS), que se emplea en el presente trabajo.

Con el módulo no interactivo de Gráficos de Coordinación (CG), se obtienen los siguientes resultados:

Figura 3. Resultados modulo de Coordinación.

Como se puede observar la protección de sobrecorriente de neutro del transformador de la barra C (0.564 s), se adelanta a las protecciones de distancia (zona 3) y la protección de sobrecorriente de neutro de la línea de respaldo B-A (0.700 s), ocasionando una descoordinación de protecciones. Estos mismos resultados se pueden obtener en el módulo de Simulador de Sistema mediante el bloqueo del interruptor en subestación D. A continuación se muestra el resultado:

Figura 4. Tiempos de operación con el módulo interactivo, pero bloqueando la apertura del Int. D. El reporte se muestra a continuación: --------------- SYSTEM SIMULATOR ------------ Fault 1 of 1: Midline node on "604 D" to "610 A" Ckt 1 at 0.500 New bus "999001 D" (NEWBUS1) SINGLE_LINE_GROUND at temporary bus "999001 D" (NEWBUS1) Number of fault buses: 1 Bus & phase pair Fault current Amps @ deg 999001A - 00 17002.934 @ -80.50 Fastest Primary: Primary LZOP at A: LINE 184 Línea A - D 69 kV; 3-pole LZOP 0.020; Breaker 0.060; LZOP+Bkr 0.080 sec Trip path ZDT1 PP1 Línea A -D 283 TIMER T1_GND Simultaneous trip at D: Primary LZOP LINE 183 Línea D - A 69 kV; 3-pole LZOP 0.020; Fastest breaker 0.060; LZOP+Bkr 0.080 Slowest breaker 0.060; LZOP+Bkr 0.080 sec Trip path ZDT1 PP1 Línea D - A 282 TIMER T1_GND Fastest Backup:

Backup LZOP at B: XFMR 189 Transformador No. 11 69/10.5 kV; 3-pole LZOP 0.564; Breaker 0.060; LZOP+Bkr 0.624 sec Trip path TOC_1 Resp TRGCH06911 288 TOC 51N_IEC CTI: Min desired 0.300 Max desired 2.50 Predicted 0.544 seconds CTI Defn: TB_LZOP - TP_LZOP

La diferencia en los tiempos de operación mostrado en el grafico se debe a que el Simulador de Sistema suma al tiempo de operación de la protección el tiempo de apertura del interruptor (60 ms). Sin embargo en el reporte se puede observar que los tiempos de operación de las protecciones coinciden con los resultados del módulo de Gráficos de Coordinación, donde adicionalmente se muestra en tiempo de coordinación (CTI – Coordination Time Interval) calculado (0.544 s) entre la protección principal y la secundaria. 3.2 Caso B: Simulación Interactiva

A continuación se muestran los

resultados de la simulación interactiva del módulo Simulador de Sistemas del programa CAPE:

Figura 5. Tiempos de operación con el módulo interactivo, sin bloqueo de interruptores.

El reporte se muestra a continuación: ------------ SYSTEM SIMULATOR --------- Fault 1 of 1: Midline node on "604 D" to "610 A" Ckt 1 at 0.500 New bus "999001 D" (NEWBUS1) SINGLE_LINE_GROUND at temporary bus "999001 D" (NEWBUS1) Number of fault buses: 1 Bus & phase pair Fault current Amps @ deg 999001A - 00 17002.934 @ -80.50

Fastest Primary: Primary LZOP at A: LINE 184 Línea A - D 69 kV; 3-pole LZOP 0.020; Breaker 0.060; LZOP+Bkr 0.080 sec Trip path ZDT1 PP1 Línea A - D 283 TIMER T1_GND Simultaneous trip at D: Primary LZOP LINE 183 Línea A - D 69 kV; 3-pole LZOP 0.020; Fastest breaker 0.060; LZOP+Bkr 0.080 Slowest breaker 0.060; LZOP+Bkr 0.080 sec Trip path ZDT1 PP1 Línea A - D 282 TIMER T1_GND Fastest Backup: Backup LZOP at A: XFMR 189 Transformador No. 11 69/10.5 kV; 3-pole LZOP 0.636; Breaker 0.060; LZOP+Bkr 0.696 sec Trip path TOC_1 Resp TRGCH06911 288 TOC 51N_IEC Desired CTI: 0.300 seconds Available CTI: negative and infinite (no primary) CTI Defn: TB_LZOP - TP_LZOP

Como se puede observar en el reporte del módulo interactivo, después de la apertura del extremo D, las tensiones y corrientes en el sistema varían, de tal manera que el tiempo de operación de la protección de sobrecorriente de neutro del transformador de la barra C se modifica de 0.564 s (no-interactivo) a 0.636 s (interactivo). Como se pudo observar, el análisis de la coordinación de protecciones de respaldo puede variar en función del método de análisis utilizado: no-interactivo o interactivo, representando éste último el método más adecuado, debido a que representa una operación más real de los sistemas de protecciones. 4. CONCLUSIONES

El estudio hizo una introducción al modulo de Simulador de Sistema (SS) del programa CAPE, describiendo sus principales ventajas y características, en comparación con los métodos de análisis no interactivo (tradicionales).

Para evaluar los métodos de análisis de protecciones (interactivos y no interactivos) en

el programa CAPE, se escogió una caso de estudio de un sistema de subtransmisión, donde se había detectado un problema de coordinación de protecciones. El análisis del caso de estudio mediante los módulos de Gráficos de Coordinación (no interactivo) y Simulador de Sistemas (interactivo), nos permitió verificar las ventajas del método interactivo, al mostrarnos los tiempos de operación reales de las protecciones.

Finalmente podemos concluir que el método de análisis de coordinación de protecciones interactivo, representa la mejor opción para el análisis de protecciones de respaldo remoto, al mostrar resultados más cercanos a la operación real de las protecciones.

REFERENCIAS [1] “System Simulator User´s Tutorial,”

Electrocon International Inc., Ann Arbor, Michigan – USA, November 2005.

[2] F. Barrera, J Vargas, E. Gracía, S Marín,

“Evaluación Dinámica de los Esquemas de Protección de Distancia del Sistema ENELVEN y ENELCO (115/138/230 kV),” Energía Eléctrica de Venezuela – ENELVEN, Junio 2009.

[3] Kléber Vásquez, “Análisis de Eventos y

Fallas en el Sistema Nacional de Transmisión Ecuatoriano utilizando Simulaciones Dinámicas y Registros Oscilográficos,” Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica, TRANSELECTRIC S.A.

[4] Andrés Herrera González, “Simulaciones

Dinámicas para Protecciones de Generador,” Tesis de Grado, Facultad de Minas – Universidad Nacional de Colombia, Medellín 2009.

AUTORES

Juan Marcelo Torrez Baltazar

Ingeniero Electricista de la UMSA, miembro IEEE y

usuario de los programas DigSILENT, ELECTROSOFT, CAPE y ATP-EMTP. Realizó el

diplomado Herramientas para el Análisis de Sistemas Eléctricos en la universidad INCCA de

Colombia y cursos internacionales de especialización en modelación y análisis de redes

eléctricas, y en protecciones de sistemas de potencia.

Anteriormente formó parte del equipo de

investigación y estudios eléctricos de la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Actualmente se desempeña como Ingeniero de Protecciones en la Gerencia de Operaciones del Comité Nacional de

Despacho de Carga.

Sus áreas de interés son: Sistemas de Potencia, Calidad de Energía, Sistemas Control, Estabilidad

Transitoria-Dinámica, Transitorios Electromagnéticos y Protecciones Eléctricas.

Fidel M León Sossa

Ingeniero Electricista de la UMSS, ha realizado estudios de maestría en distribución de Energía

Eléctrica en la UMSS.

Se ha desempeñado como ingeniero de Sistemas de Potencia en el CNDC desde 1997, como

Especialista en Sistemas de Potencia a partir de 2005 y como Jefe de la División de Análisis

Operativo de la Gerencia de Operaciones del CNDC a partir de 2009 hasta la fecha.

Ha realizado cursos de capacitación y

entrenamiento en el manejo de programas especializados en ingeniería eléctrica, como el PSS/E de PTI, Power Factory de DigSILENT y

CAPE de ELECTROCON.