El reto
El proyecto fue la ampliación de una subestación del STN de 500/230 kV: nueva transformación 500/230 kV, con sus bahías en configuración de interruptor y medio y un terciario de 34,5 kV puesto a tierra con un transformador zig-zag.
Una ampliación así no se energiza hasta que cada sistema secundario demuestra que funciona. En nuestro frente había tres tareas concretas: dejar listas para su integración las cuatro PMU nuevas, dos en 500 kV y dos en 230 kV; probar la protección de sobrecorriente 51/51N de los sistemas A y B del lado de 230 kV; y verificar el transformador zig-zag antes de conectarlo. Todo esto en 2025, dentro del cronograma de la obra y con los protocolos del propietario de la subestación.
Lo que hicimos
Medición sincrofasorial. Configuramos las cuatro PMU SIPROTEC 5 con DIGSI 5 según la nomenclatura estándar definida por el CND y los códigos del CNO, y tomamos la referencia de tiempo por IRIG-B desde el reloj de la red de gestión. Luego seguimos el protocolo de pruebas locales del Anexo 5 del Acuerdo CNO 1612 para cada unidad: revisión del cableado y del orden de fases, inyección secundaria para comprobar que las magnitudes medidas fueran coherentes, verificación de la sincronización y conexión a la red local de sincrofasores con un probador del protocolo IEEE C37.118 (PMU Connection Tester). La transmisión de datos hasta el centro de despacho no hizo parte de esta etapa.
Protecciones de sobrecorriente. Con un equipo OMICRON CMC 356 probamos los dos relés SIPROTEC 7SJ85 de los sistemas A y B (230 kV, TC de 2500/1 A): medidas, sumatoria de corrientes, condiciones balanceadas y desbalanceadas, umbrales con rampas y curvas de las funciones 51/51N. Los informes registran 43 pruebas correctas y ninguna incorrecta.
Transformador zig-zag. Con OMICRON CPC 100 y CP TD1 medimos factor de potencia y tangente delta, resistencia de devanados y resistencia de aislamiento a 5 kV en el transformador zig-zag de 34,5 kV, siguiendo el protocolo de pruebas individuales SAT del proyecto.
Lo que entregamos
- Formatos del Anexo 5 diligenciados para cada PMU, con fotos, capturas de configuración y de conexión C37.118.
- Informes de pruebas de los relés 7SJ85 de los sistemas A y B.
- Informe de pruebas del transformador zig-zag.
- Acta de satisfacción y cierre.
Por qué importa
Las PMU son los ojos del operador del sistema: miden fasores sincronizados con GPS, decenas de veces por segundo, y con ellos se analizan oscilaciones y eventos de toda la red. Una PMU mal nombrada o con la referencia de tiempo equivocada entrega datos que no sirven, aunque la unidad parezca funcionar. Por eso conviene que quien la configure entienda también la protección y la sincronización de tiempo de la subestación.
Si quiere profundizar, lea nuestras guías sobre la red de sincrofasores y el PDC, la sincronización de tiempo en subestaciones y el transformador de puesta a tierra. Y si tiene una ampliación en marcha, revise nuestro servicio de configuración de control, protecciones y comunicaciones.