Enclavamientos en configuración en T o derivación

Los enclavamientos en configuración en T tienen una particularidad que ninguna otra configuración comparte: los equipos que de verdad aíslan la línea están en otras subestaciones. En la configuración en T o derivación un transformador se conecta a una línea existente en un punto intermedio, sin interruptores que la seccionen allí. La lógica local protege la derivación; la línea se protege con coordinación entre subestaciones.

Qué se enclava en la derivación

De la línea hacia la carga, la derivación tiene un seccionador de derivación (89D), una cuchilla de tierra del tramo (57-1), el interruptor de alta del transformador (52), la cuchilla de tierra de los bornes de alta (57T), el transformador y su interruptor de baja tensión (52BT). Resumen de la lógica de nuestro simulador de configuración en T:

El seccionador de derivación nunca energiza el transformador: el transformador se energiza con su interruptor de alta, con el 89D ya cerrado. Así la corriente de inserción la cierra un aparato hecho para eso.

La tabla completa de esta configuración, con las ecuaciones CILO y la lista de casos de prueba, se puede generar con nuestra herramienta gratuita de tabla de enclavamientos.

La línea depende de los extremos

Para trabajar en la línea hay que abrir y bloquear los dos extremos, uno en cada subestación, y asegurarse de que la derivación no devuelva tensión. Ningún controlador ve todo eso:

• el controlador de la subestación A ve su interruptor, su seccionador y su 57L, no los de B;
• el de la derivación ve su 89D, no los extremos;
• la cuchilla de tierra de la subestación A puede cerrarse con su extremo abierto, aunque B siga energizando la línea.

Ese último caso es el más grave: cerrar la 57L con un solo extremo abierto es una falla franca provocada, con el operador al lado de la cuchilla. Por eso la tierra de línea se maniobra con permiso del centro de control, después de confirmar el estado de los dos extremos.

Si la derivación tiene generación, deja de ser una carga pasiva y pasa a ser un tercer extremo de la línea: su seccionamiento entra en las mismas condiciones que los otros dos.

Por qué el seccionador de derivación es el aparato crítico

El 89D es el único aparato que separa la derivación de una línea que normalmente está energizada. Si se abre con carga, el arco aparece sobre la línea y lo despeja la protección de distancia de los extremos, sacando toda la línea. Por eso su enclavamiento con el interruptor de alta se trata con el mismo cuidado que en una subestación: contactos de posición abierto y cerrado con supervisión de discrepancia, como en cualquier seccionador de subestación, y bloqueo con candado durante los trabajos. Si la derivación tiene controlador de bahía, las posiciones del 89D y del interruptor también se envían al centro de control, que las necesita para autorizar la tierra de línea.

Disparo transferido

Cuando la derivación no tiene interruptor propio, o cuando su interruptor falla, la falla del transformador debe abrir la línea. La protección de línea en los extremos no siempre la ve con sensibilidad suficiente, así que la protección del transformador envía disparo transferido directo a los interruptores de los dos extremos. Es una lógica de protección, pero comparte con el control dos cosas:

• su habilitación puede depender de la posición del 89D: con la derivación separada de la línea, no tiene sentido disparar los extremos;
• el canal de comunicaciones debe estar supervisado, y su falla se señaliza como alarma.

Qué es de bahía y qué es de estación

En la derivación todo es de bahía. Lo que en otras configuraciones sería de estación aquí es entre subestaciones: la tierra de línea, el disparo transferido y, si se automatiza, el permiso de cierre de cada extremo con la tierra del otro puesta. Esas condiciones se resuelven por procedimiento con el centro de control o con un esquema de comunicaciones entre subestaciones, nunca suponiendo que el controlador local las ve.

Media y alta tensión

• Media tensión: la derivación suele tener un seccionador bajo carga o un seccionador con fusibles en lugar de interruptor. Un interruptor-seccionador de media tensión sí puede abrir la corriente de carga del transformador, pero no una falla.
• Alta tensión: seccionador de derivación motorizado, interruptor de alta y, a menudo, canal de teleprotección hacia los extremos. En Colombia la regulación no permite conexiones en T al STN; en distribución, el operador de red evalúa y aprueba cada una.

Errores típicos

• Tierra de línea con un solo extremo confirmado.
• Energizar el transformador con el 89D. Se cierra el seccionador con el interruptor de alta ya cerrado.
• Disparo transferido sin supervisión del canal.
• Derivación con generación tratada como carga, sin seccionamiento ni tierra en ese tercer extremo.
• Tierra olvidada en un extremo antes de reenergizar la línea.

Cómo se prueba

En la derivación se recorre la matriz local. Para la línea se prueban, con las subestaciones de los extremos, el disparo transferido en los dos sentidos y la señalización de las posiciones al centro de control. Las pruebas end to end son el método para esa verificación.

Le ayudamos con su lógica

En Tiza Group hacemos la configuración de control, protecciones y comunicaciones de derivaciones: enclavamientos locales, disparo transferido, señales al centro de control y pruebas con los extremos, en media y alta tensión y en industria. Puede practicar las maniobras en el simulador de configuración en T.

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Referencias

• IEC 61850-7-4: nodos lógicos CILO, CSWI y XSWI.
• IEC 62271-102:2018: seccionadores y cuchillas de puesta a tierra de corriente alterna.
• IEC 62271-103: interruptores-seccionadores de más de 1 kV hasta 52 kV.
• EN 50110-1: operación de instalaciones eléctricas (cinco reglas: desconectar de todas las fuentes, asegurar, verificar, poner a tierra y proteger).
• IEEE C37.113: guía de protección de líneas de transmisión, incluidas las de más de dos terminales.
• CREG, Resolución 060 de 2019, modificación del Código de Conexión (conexiones en T al STN).

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