norma diseño sistemas de control de subestaciones...Con la introducción de los microprocesadores y...

2010 v1

ELABORÓ: COMITÉ TÉCNICO CONTROL DE

SUBESTACIONES

01/09/2010

Norma para el diseño de sistemas de control de

subestaciones

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD UEN TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

Código: TE-2820-NO-56-002

NORMA PARA EL DE DISEÑO SISTEMAS DE CONTROL DE SUBESTACIONES

Versión: 1

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Elaborado por: Comité Técnico Control de Subestaciones

Aprobado por: Director General UEN Transporte

Rige a partir de: 1 de Septiembre 2010

© Documento Normativo Propiedad del ICE, prohibida su reproducción sin autorización

TABLA DE CONTENIDO

0. INTRODUCCION:........................................................................................................................ 3

1. PROPÓSITO ............................................................................................................................... 6

2. ALCANCE .................................................................................................................................... 6

3. DOCUMENTOS APLICABLES. .................................................................................................. 8

4. POLITICAS .................................................................................................................................. 9

5. RESPONSABLES ....................................................................................................................... 9

6. DEFINICIONES, TÉRMINOS, SÍMBOLOS, ABREVIATURAS ................................................... 9

6.1. DEFINICIONES ............................................................................................................................... 9 6.2. ABREVIATURAS .......................................................................................................................... 10

7. NORMA DE DISEÑO PARA LOS SISTEMAS DE CONTROL DE LAS SUBESTACIÓNES. .. 12

7.1. SISTEMAS DE CONTROL............................................................................................................ 12 7.1.1. MANDOS ............................................................................................................................... 12

7.1.1.1. Control de disyuntores .......................................................................................................................13 7.1.1.2. Criterios para la escogencia del tipo de disyuntor (monopolar o tripolar). .........................................15 7.1.1.3. Control de seccionadoras. ...................................................................................................................17 7.1.1.4. Control de transformadores y autotransformadores. ...........................................................................17

7.1.2. INDICACIONES .................................................................................................................... 18 7.1.2.1. Indicación de posición de disyuntores. ...............................................................................................18 7.1.2.2. Indicación de posición de seccionadoras. ...........................................................................................20 7.1.2.3. Cambiador de derivaciones de transformadores. ................................................................................21 7.1.2.4. Alimentación de los circuitos de indicación. ......................................................................................21

7.1.3. ARQUITECTURA DE CONTROL Y JERARQUÍA DE MANDO ........................................... 21 7.1.3.1. Descripción general ............................................................................................................................21 7.1.3.2. Niveles de Control de la Subestación .................................................................................................21

7.1.3.2.1. Nivel 0 (Patio) ...............................................................................................................................22 7.1.3.2.2. Nivel 1 (Bahía) ..............................................................................................................................23 7.1.3.2.3. Nivel 2 (Subestación) ....................................................................................................................24 7.1.3.2.4. Nivel 3 (CCR centro de control remoto) ......................................................................................25

7.1.3.3. Jerarquía de Mando ............................................................................................................................25 7.1.4. LAN DE SUBESTACION ....................................................................................................... 29

7.1.4.1. VLAN de Control ...............................................................................................................................31 7.1.4.2. VLAN de Medición ............................................................................................................................31 7.1.4.3. VLAN de APM Mantenimiento .........................................................................................................31

7.1.5. ENCLAVAMIENTOS .............................................................................................................. 32 7.1.5.1. Conceptos básicos ..............................................................................................................................32 7.1.5.2. Elementos de un sistema de enclavamiento por bahía ........................................................................32

7.1.5.2.1. Señales de Entrada: .......................................................................................................................32 7.1.5.2.2. Señales Permisivas ........................................................................................................................33


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7.1.5.2.3. Elementos de Indicación de enclavamiento ...................................................................................33 7.1.5.3. Consideraciones generales para la implementación de los enclavamientos ........................................33 7.1.5.4. Condiciones específicas para la implementación de un sistema de enclavamientos por bahía, según el tipo de módulo y condiciones de comunicación entre bahías. ...............................................................................36

7.1.5.4.1. Módulo de línea con seccionadora de reserva. ..............................................................................37 7.1.5.4.2. Módulo de transformador con seccionadora de reserva. ...............................................................40 7.1.5.4.3. Módulo de reactor .........................................................................................................................43 7.1.5.4.4. Módulo de reserva. ........................................................................................................................45 7.1.5.4.5. Módulo de enlace de barras. ..........................................................................................................46 7.1.5.4.6. Módulo de banco de capacitores. ..................................................................................................47 7.1.5.4.7. Módulo disyuntor y medio. ...........................................................................................................48

7.1.5.5. Definición y descripción de las variables. ..........................................................................................54 7.1.5.5.1. Módulos de línea. ..........................................................................................................................54 7.1.5.5.2. Módulos de Transformador. ..........................................................................................................55

7.1.6. REGULACIÓN DE VOLTAJE Y PARALELISMO DE TRANSFORMADORES .................... 56 7.1.6.1. Descripción General ...........................................................................................................................56 7.1.6.2. Descripción de componentes ..............................................................................................................57

7.1.6.2.1. Unidad de Control .........................................................................................................................57 7.1.6.2.2. Interfase de operación ...................................................................................................................59 7.1.6.2.3. Cambiador de TAPS .....................................................................................................................59 7.1.6.2.4. Regulador de voltaje .....................................................................................................................60

7.1.6.3. Descripción de los modos de operación .............................................................................................62 7.1.6.3.1. Generalidades ................................................................................................................................62 7.1.6.3.2. Consideraciones relativas a la Jerarquía de Mando .......................................................................64 7.1.6.3.3. Operación en Modo Automático (Opción Barra Partida) ..............................................................66 7.1.6.3.4. Operación en Modo Automático (Opción Barra Unida) ...............................................................68 7.1.6.3.5. Operación en Modo Manual ..........................................................................................................68

7.1.7. SINCRONIZACIÓN ................................................................................................................ 69 7.1.7.1. Introducción .......................................................................................................................................69 7.1.7.2. Descripción general del sistema de verificación de sincronismo ........................................................70 7.1.7.3. Componentes del sistema de verificación de sincronismo ..................................................................71

7.1.7.3.1. Función de Verificación de Sincronismo: .....................................................................................71 7.1.7.3.2. Transformadores de Potencial: ......................................................................................................72 7.1.7.3.3. Termomagnético de Voltaje de línea: ............................................................................................72 7.1.7.3.4. Termomagnético de Voltaje de barra: ...........................................................................................72 7.1.7.3.5. Variables de indicación de estado del Verificador de Sincronismo ...............................................72

7.1.7.4. Modo de Operación ............................................................................................................................72 7.1.7.5. Implementación de la función de verificación de sincronismo, según el esquema de barra ...............73

7.1.7.5.1. Barra simple con barra de transferencia ........................................................................................73 7.1.7.5.2. Esquema de barra de disyuntor y medio ........................................................................................77

8. CONTROL DE LOS REGISTROS DEL SISTEMA ................................................................... 82

9. CONTROL DE CAMBIOS (obligatorio a partir de la 2ª versión) ............................................... 83

10. CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN ............................................ 83

11. ANEXOS ................................................................................................................................ 86


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figura 1 Esquema de barra simple con barra de transferencia .................................................... 7

figura 2 Esquema de barra doble con diyuntor y medio ............................................................... 8

figura 3 Alambrado de Control del disyuntor .............................................................................. 15

figura 4 Ejemplo de conexión de voltaje para los reguladores de voltaje .................................. 18

figura 5 Alambrado para Indicación de posición de una sección de línea. ................................ 19

figura 6 Simbología para indicación de posición de disyuntores y seccionadoras en la Estación de Operación ..................................................................................................................................... 20

figura 7 Diagrama Jerarquía de Mando ...................................................................................... 28

figura 8 Diagrama de distribución de equipos, switches y VLAN que forman la LAN de Subestación ....................................................................................................................................... 29

figura 9 Propuesta para plano de comunicaciones LAN en subestación ................................... 30

figura 10 Diagrama de alambrado para los buses de enclavamiento .......................................... 36

figura 11 Módulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento seccionadoras 89L2 y 89L3 37

figura 12 Módulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento seccionadora 89L1 (por medio de bus alambrado) .................................................................................................................. 38

figura 13 Módulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento seccionadora 89L1 (por medio de protocolo de comunicación) .............................................................................................. 39

figura 14 Modulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento 89L4. .......................... 40

figura 15 Módulo de transformador con seccionador de reserva, enclavamiento disyuntor 52T 41

figura 16 Módulo de transformador con seccionador de reserva, enclavamiento seccionadoras 89T2 y 89T3 ...................................................................................................................................... 41

figura 17 Módulo de transformador con reserva, enclavamiento 89T1 (por medio debus alambrado) 42

figura 18 Módulo de transformador con reserva, enclavamiento 89T1 (por medio de protocolo de comunicación) .............................................................................................................. 43

figura 19 Módulo de Reactor con reserva, enclavamiento disyuntor 52R ................................... 44

figura 20 Módulo de Reactor con reserva, enclavamiento seccionadoras 89R2 y 89R3 ........... 44


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figura 21 Módulo de reserva, enclavamiento 52B (por medio de bus alambrado) 45

figura 22 Módulo de reserva, enclavamiento 89L1 (por medio de protocolo de comunicación) .. 46

figura 23 Módulo de Banco de capacitores enclavamiento disyuntor 52BC ................................ 47

figura 24 Módulo de Banco de capacitores enclavamiento seccionadoras 89BC2 y 89BC3 ...... 48

figura 25 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de cierre 52M ......................................... 50

figura 26 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de cierre 52M ......................................... 51

figura 27 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de cierre 52L .......................................... 52

figura 28 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadoras 89M2 y 89M3 ............ 53

figura 29 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadora 89L4 ........................... 53

figura 30 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadoras 89L2, 89L5,89L3 ...... 54

figura 31 Diagrama general del sistema de regulación y paralelismo de transformadores ......... 57

figura 32 Desconexión de un regulador ....................................................................................... 64

figura 33 Jerarquía de Mando para Verificación de Sincronismo ................................................ 71

figura 34 Diagrama de Conexión .................................................................................................. 74

Sistema de Sincronización para esquema de barra doble con Reserva .......................................... 74

figura 35 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para barra simple con barra de transferencia (disyuntor principal) ................................................................................................. 75

figura 36 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para barra simple con barra de transferencia (disyuntor reserva) .................................................................................................. 76

figura 37 Diagrama simplificado de disyuntor y medio ................................................................. 77

figura 38 Diagrama de Funcionamiento ....................................................................................... 79

Verificador de Sincronismo para Barra disyuntor y medio (disyuntor adyacente) ............................ 79

figura 39 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para Barra disyuntor y medio (disyuntor medio) ............................................................................................................................... 80

figura 40 Conexión de los lazos de corriente para el cierre del disyuntor de módulo 52L........... 81

figura 41 Conexión de los lazos de corriente para el cierre del disyuntor central 52M ................ 82


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0. INTRODUCCION: Con la introducción de los microprocesadores y los microcontroladores, así como los sistemas digitalizados y las redes de datos; los sistemas de control de subestaciones, han incorporado una serie de mejoras sustanciales con respecto a los sistemas basados en tableros miniaturizados. Una de las principales ventajas, ha sido la distribución de funciones en grupos que realizan funciones específicas, con lo cual se logra una mayor independencia de cada uno de los módulos que conforman una subestación. La cantidad de información que puede generar cada uno de estos componentes, adicionado con la capacidad de comunicación a diferentes niveles, y las facilidades de almacenamiento de dicha información en bases de datos, dan como resultado un esquema de control que permite la operación tanto remota, como distribuida. El presente documento recopila la serie de criterios y estándares actualizados para el diseño y especificaciones técnicas de los sistemas de control de subestaciones del ICE. Muchos de los conceptos acá presentados, fueron introducidos en el documento “norma de diseño sistemas de control para subestaciones febrero 2005”, y están basados en la experiencia adquirida por profesionales de distintas áreas técnicas dentro del sector energía. A pesar de tomar como referencia dicho documento, los criterios que se exponen a continuación, han sido adaptados a los sistemas de control actuales, tal y como se mencionan anteriormente. Entre los principales cambios, vale la pena destacar la incorporación de sistemas de enclavamiento programados, sistemas de sincronización distribuidos que operan con ajustes específicos para cada línea, sistemas de regulación de voltaje escalables y una mayor autonomía de funciones en cada uno de los sistemas antes mencionados. Adicionalmente a los cambios descritos anteriormente, se agregaron también una serie de apartados que se ajustan a la filosofía de control distribuido actual. Se introducen conceptos nuevos como lo son arquitectura de control por niveles, operación distribuida con jerarquía de mandos, redes de área local de subestaciones y sistemas de almacenamiento de datos en distintos niveles.


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1. PROPÓSITO Todos los diseños y conceptos descritos en el presente documento, están orientados a la construcción de sistemas de control basados en niveles con jerarquía de mando. El diseño propuesto para cada nivel, pretende contar con todos los componentes necesarios para tomar decisiones sobre un conjunto de elementos específicos, que van siendo integrados en módulos, formando un sistema de control más complejo conforme se escala en la jerarquía de mando. Se proponen diseños de sistemas de control, que permitan una completa autonomía de la operación local, mediante el almacenamiento y transporte de datos en red. El propósito final de esta norma, es garantizar la construcción de sistemas de control que tengan la capacidad de ser operados en forma descentralizada a distintos niveles, facilitando así no solo el monitoreo, sino la operación remota y confiable de las subestaciones del ICE. 2. ALCANCE El presente documento aplica para el diseño de los sistemas de control de subestaciones nuevas, y para los sistemas de control de subestaciones existentes que deban ser modernizados total o parcialmente a partir de la fecha de creación de este documento. Se abarca de forma exclusiva, el esquema de barra doble principal con barra de transferencia, y el esquema de doble barra con disyuntor y medio, tal y como se muestran en las siguientes figuras.


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figura 1 Esquema de barra simple con barra de transferencia


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figura 2 Esquema de barra doble con diyuntor y medio

3. DOCUMENTOS APLICABLES. Código Título

TE- 2820-NO-56-001 Norma de diseño para sistemas de protección de subestaciones y líneas de transmisión

Norma de diseño sistemas de corriente directa de subestaciones

Manual general de normalización 2006


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4. POLITICAS Se establece un periodo de vigencia de un año para la presente norma, a partir de su fecha de publicación. Cumplido este periodo, se puede proceder a hacer cambios en base a revisiones y comentarios generados durante este periodo. Dichas cambios y modificaciones, deberán ser presentados a los miembros del comité técnico de normalización de sistemas de control de subestaciones, para su posterior aprobación e implementación. 5. RESPONSABLES Encargados de las siguientes áreas: Mantenimiento de protección y medición Mantenimiento control de subestaciones Mantenimiento subestaciones Operación de subestaciones Además del personal de diseño de subestaciones de la UEN PYSA

6. DEFINICIONES, TÉRMINOS, SÍMBOLOS, ABREVIATURAS

6.1. DEFINICIONES Barra Auxiliar: En configuración de barra simple con barra auxiliar, la barra auxiliar es a la que se conecta solamente un módulo a la vez, por medio de la seccionadora de derivación L1. La conexión de esta barra con la barra auxiliar se hace a través del módulo de reserva. Barra Principal: En configuración de barra simple con barra auxiliar, la barra principal es a la que se conectan cada uno de los módulos por medio de la seccionadora L2.


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Corte A: Sección de una subestación de disyuntor y medio, que comprende el módulo aledaño a la barra A, con sus respectivos seccionadores. Para un mismo diámetro, la numeración de los elementos del Corte A, son de menor denominación que los del corte B. Corte B: Sección de una subestación de disyuntor y medio, que comprende el módulo aledaño a la barra B, con sus respectivos seccionadores. Para un mismo diámetro, la numeración de los elementos del Corte B, son de mayor denominación que los del corte A. Corte M: Sección de una subestación de disyuntor y medio, que comprende el disyuntor del medio, con sus dos seccionadoras aledañas. Diámetro: Sección de una subestación de disyuntor y medio que abarca una de las n conexiones entre la barra A y la barra B. Comprende los cortes A, B y M completos, incluye los dos módulos con sus tres respectivos disyuntores y seccionadoras. Disyuntor: Elemento de potencia utilizado para la conexión y desconexión de un módulo bajo condiciones de carga o bajo falla. En este documento entiéndase también como Interruptor Modulo de Reserva: Incluye el disyuntor de reserva, así como las dos seccionadoras aledañas B2, y B3 que conectan con la barra principal y la barra auxiliar respectivamente. Registrador de Eventos: Entiéndase en este documento Osciloperturbógrafo 6.2. ABREVIATURAS 52x Interruptor de módulo 89x1 Seccionadora de derivación 89x2 Seccionadora de barra 89x3 Seccionadora de módulo 89x4 Seccionadora de puesta a tierra 89x5 Seccionadora de salida de módulo en interruptor y medio 89x1n Seccionadoras de derivación de los otros módulos1 A Elemento Abierto (se usa en tablas de enclavamiento)

1 Se utiliza en la sección 7.1.5 Enclavamientos, para referirse al estado de las seccionadoras de derivación de los modulos adyacentes, al módulo que se está enclavando, y que pertenecen a la misma sección de barra.


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ANSI American National Standards Institute A/M Automático Manual (Selector) APM Area Protección y Medición BCD Binary Code Digit C Elemento Cerrado (se usa en tablas de enclavamiento) CCR Centro de Control Remoto. Puede ser clientes externos al ICE CENCE Centro de control Electrico del ICE CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz DEI Dispositivo Electronico Inteligente EO Estación de Operación ESPH Empresa Servicios Publicos de Heredia ICE Instituto Costarricense de electricidad IEC International Electrotechnical Comission IEC 61850 Protocolo de Comunicación de Subestación IHM interfaz Humano Máquina LAN Red de Area Local L/R Local Remoto (Selector) MC Media Carrera (se usa en tablas de enclavamiento) NA contacto cuya posición en reposo es normalmente abierto NC contacto cuya posición en reposo es normalmente cerrado NV No Voltaje (se usa en tablas de enclavamiento) OSC Registrador de Evento u Osciloperturbógrafo PI Panel de Información PID Proporcional Integral Derivativo PLC Controlador Lógico Programable SBDS Servidor de Base de Datos de Subestacion TAPS derivaciones en la bobina secundaria de un transformador o autotransformador TDCD Tablero de Distribución de Corriente Directa UC Unidad Central UCB Unidad de Control de Bahía VCA Voltaje Corriente Alterna VCD Voltaje Corriente Directa VLAN Red de Area Local Virtual WAN Red de Area Amplia


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7. NORMA DE DISEÑO PARA LOS SISTEMAS DE CONTROL DE LAS SUBESTACIÓNES.

7.1. SISTEMAS DE CONTROL. Constituyen los métodos y medios para el manejo o la operación de un determinado sistema. En el caso particular de los sistemas de control para subestaciones, estos constituyen la interface entre el operador y los equipos de subestación. El sistema de control puede ser desglosado en:

• Mandos (Apertura, cierre). • Indicaciones. • Arquitectura de Control y Jerarquía de Mando • LAN de Subestación • Enclavamientos • Regulación voltaje. • Sistema de Verificación de Sincronismo

Todos los componentes de comunicación que se mencionan en este documento, deben estar basados en el protocolo de comunicación IEC 61850.

7.1.1. MANDOS El mando es la función por medio de la cual un operador inicia un proceso. En una subestación los mandos están relacionados con la operación de los disyuntores, las seccionadoras (manuales y de motor eléctrico) y el control de los transformadores de potencia. Específicamente en el caso del mando de disyuntores y seccionadoras con accionamiento eléctrico, la función se inicia por medio de un botón pulsador o un sistema de Control Distribuido. Todos los disyuntores de líneas de transmisión, de autotransformadores, de transformadores, de reactores (lados de alta y baja tensión) y de los bancos de capacitores, así como los controles del sistema cambiador de TAPS, deberán tener mando en forma remota cumpliendo con una jerarquía de mando. En el caso de las seccionadoras, únicamente la seccionadora de derivación para subestaciones de barra simple con barra de transferencia, y las seccionadoras de


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línea o transformador para subestaciones de disyuntor y medio, tendrá mando remoto.

7.1.1.1. Control de disyuntores Consideraciones a tomar en cuenta para el diseño de control de disyuntores. Ver Figura 1: Control de Disyuntores.

a. Se deben utilizar disyuntores monopolares para el disyuntor del medio, en una

subestación de doble barra con disyuntor y medio. También se deben utilizar disyuntores monopolares en módulos de línea de transmisión y módulos de banco de capacitores (para poder sincronizar el cierre de forma tal que se eliminen las sobretensiones) en ambas configuraciones de barra.

b. Se pueden utilizar disyuntores tripolares, en secciones de transformador, autotransformador, salidas de generador, enlace de barras, módulos de reactor en cualquier configuración de barra. También se debe usar disyuntor tripolar en el módulo de reserva en subestaciones de barra simple con barra de transferencia.

c. En el control propio de los disyuntores está incluida la desconexión de la señal hacia las bobinas de cierre o apertura, dado que las mismas no están diseñadas para soportar una señal permanente. Por lo anterior, no es necesario preocuparse por condicionar (en el diseño) las señales de cierre/apertura a la posición del disyuntor.

d. El relé de antibombeo bloquea las órdenes de cierre cuando coincidentemente se producen órdenes de apertura desde las protecciones. Este sistema viene incorporado dentro del gabinete de control del disyuntor y por lo tanto no es necesario diseñarlo externamente.

e. La discrepancia de fases permite la detección de al menos una de las fases abierta y las otras cerradas; procediendo a la apertura de las restantes. El tiempo de actuación de esta protección debe coordinarse con la temporización del recierre (recomendable 800ms). Esta protección sólo se prevé en el caso de disyuntores monopolares y debe venir incluida en el equipo. El disyuntor debe contar con un sistema de disparo por discrepancia de fases, tanto para la bobina de apertura como para la bobina de disparo.


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f. En el caso de utilizar disyuntores monopolares en módulos de transformador o de máquina, se recomienda que el ajuste del temporizador de discrepancia de fases, quede al mínimo (0 seg).

g. Tanto para subestaciones de disyuntor y medio, como subestaciones de barra

simple con barra de transferencia, los disparos de las protecciones Primaria 1 y Primaria 2, no deben pasar por el conmutador LOCAL / REMOTO del disyuntor.2

h. Las señales de Cierre / Apertura deben conectarse a través de la posición REMOTO del disyuntor para evitar operaciones accidentales. En cuanto al Recierre debe pasarse por una de las Seccionadoras.3

i. Las operaciones a Nivel 0, son permitidas únicamente para condiciones de

prueba durante el mantenimiento. No se permiten operaciones a nivel 0 para energizar o desenergizar un módulo.4

2 Para detalles de la conexión de dichos disparos, refiérase a la norma de protección 3 Para detalles de la conexión de dichos recierres, refiérase al documento “Norma de Diseño de sistemas de protección de subestaciones” 4 Para detalles de enclavamiento a nivel 0, refiérase a la sección 7.1.5 Enclavamientos


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figura 3 Alambrado de Control del disyuntor

7.1.1.2. Criterios para la escogencia del tipo de disyuntor

(monopolar o tripolar). El disyuntor monopolar es el que tiene accionamiento independiente para cada fase; mientras que el tripolar es un solo mecanismo que actúa sobre las tres fases. El disyuntor monopolar se utiliza en aquellas secciones de línea de transmisión donde al efectuarse una apertura trifásica del disyuntor, se podría establecer una pérdida de sincronismo entre ambos lados del disyuntor y no es posible efectuar un recierre sobre el mismo. Si ocurre un disparo de una sola fase, el disyuntor monopolar permite la desconexión de la fase fallada y el recierre de la misma sin perder la condición de sincronismo.


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En el caso de una sección de unidades generadoras, de sección de acoplamiento de barras (en subestaciones con barra partida), en sección de transformación y sección de reactor el disyuntor debe ser de accionamiento tripolar. El conectar en paralelo las bobinas de un disyuntor monopolar no lo convierte en tripolar, pues el accionamiento mecánico sigue siendo independiente para cada fase, además que pierde confiabilidad el dispositivo de vigilancia canal disparo. Desde el punto de vista del control, la utilización del disyuntor monopolar en la sección de reserva dificulta la supervisión del canal de disparo cuando está sustituyendo a un disyuntor de unidad o de trafo. Debido a los problemas que puede causar el uso de un disyuntor monopolar cuando se le utiliza como tripolar, se expone el criterio de utilizar disyuntores tripolares en la sección de reserva, dado que esta sección se utiliza normalmente en períodos de mantenimiento y la probabilidad de que ocurra una falla (cuando está sustituyendo a un disyuntor de línea) durante éste tiempo es baja. Así, puede aceptarse el que se presente una falla monofásica en una línea, mientras ésta se encuentra por reserva; y el disparo sea tripolar sin recierre. De esta manera se estaría brindando más seguridad a equipos importantes como son transformadores y generadores, cuando estén por reserva. Se puede concluir también que es más eficiente el control de generadores (apertura, y sincronización) en el lado de baja tensión (13.8 KV) con disyuntores de baja capacidad de contactos ya que operará sin carga. Los disparos de las protecciones se canalizarán al disyuntor del lado de alta.


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7.1.1.3. Control de seccionadoras. Para subestaciones de barra simple con barra de transferencia, la operación de las seccionadoras de derivación, en todos los niveles de tensión será con mando remoto. En el caso de subestaciones con barra de disyuntor y medio, las seccionadora de línea o de trafo también deben ser motorizadas. Los conmutadores de mando operan en forma similar a la descrita para los disyuntores. El control propio de las seccionadoras incluye el sistema de supervisión de:

- Tiempo de carrera (cuando son con accionamiento remoto). - Bloqueo de mando remoto si se ha puesto la manija de accionamiento manual. - Bloqueo de mando remoto si se ha quitado o abierto la tapa del control. Por lo anterior no es necesario diseñar éstos sistemas en forma externa.

7.1.1.4. Control de transformadores y autotransformadores. Se refiere al control de los elementos auxiliares del equipo (abanícos y cambiador de derivaciones bajo carga). El control de los abanícos de enfriamiento estará únicamente en el gabinete del equipo, es decir no tendrá operación remota. El control Manual / Automático para Regulación de Voltaje tendrá operación en los diferentes niveles jerárquicos, tal y como se describe en la sección 7.1.6 “regulación de voltaje y paralelismo de transformadores”. Para la operación en paralelo, sólo debe operar un regulador a la vez, si existe barra partida debe tenerse un regulador para cada Barra. Se recomienda que los reguladores deberán estar ubicados en la sala de control. Para este tipo de control se utilizará equipo de Control Programable.


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figura 4 Ejemplo de conexión de voltaje para los reguladores de voltaje

7.1.2. INDICACIONES

La indicación permite al operador visualizar el estado de las diferentes variables de posición de los elementos de subestación, a partir del nivel 1. También se incluye la señalización de avisos o alarmas que advierten sobre determinadas anomalías predefinidas. Un buen sistema de indicación, facilitará la labor de supervisión por parte de los operadores y permitirá un conocimiento oportuno y útil del funcionamiento de los equipos.

7.1.2.1. Indicación de posición de disyuntores. Para la indicación de posición de los disyuntores, hay que tomar en cuenta si estos son tripolares o monopolares.


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En el caso de disyuntores tripolares, para la señalización se ocupan solamente un contacto NC para la indicación de ABIERTO y un contacto NA para la indicación CERRADO. Para el caso de disyuntores monopolares, la señalización de ABIERTO se presentará cuando todas las tres fases estén abiertas, para lo cual se deberá hacer una serie de contactos NC de los tres polos. La señalización de CERRADO se presentará cuando todas las tres fases estén abiertas, para lo cual se deberá hacer una serie de contactos NA de los tres polos Los contactos (NA / NC) mencionados, son los auxiliares del disyuntor. Este arreglo de contactos permite indicarle al operador que alguna fase no abrió o cerró. Ver Figura 4: Indicación de posición de una sección de línea.5

figura 5 Alambrado para Indicación de posición de una sección de línea.

5 Para la indicación de posición de disyuntor requerida para el relé de recierre de líneas, refiérase al documento “Norma de diseño para sistemas de protección de subestaciones” en el apartado de protecciones de líneas de distribución y transporte.


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7.1.2.2. Indicación de posición de seccionadoras. En las seccionadoras, al igual que en los disyuntores, la visualización se hará a través de señalización de colores en la Estación de Operación, correspondiendo el verde para la indicación de ABIERTO y el rojo para la indicación de CERRADO.6 La simbología correspondiente en la estación de operación, se puede observar en la siguiente figura

figura 6 Simbología para indicación de posición de disyuntores y

seccionadoras en la Estación de Operación Las indicaciones de posición de seccionadoras necesarias para los diferentes niveles jerárquicos son:

- Seccionadoras de Derivación de los módulos, en todos los niveles de tensión. - Seccionadoras de puesta a Tierra, en módulos de 230, 138, 34.5 y 24.9 KV. - Seccionadoras de la Sección de Reserva, en todos los niveles de voltaje.

6 La referencia de indicación de colores NC=Verde y NA=Rojo se pueden consultar en las normas DIN VDE 0660 e IEC 60 947-5-1


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- Seccionadoras de la Sección de Enlace de Barras, en todos los niveles de voltaje.

- Seccionadoras de salida de módulo en subestaciones de disyuntor y medio (correspondiente a 89x5)

7.1.2.3. Cambiador de derivaciones de transformadores. La indicación proveniente de los gabinetes de cambiador de transformadores, será la correspondiente al número de posición del tap o derivación de los cambiadores bajo carga que está en ese momento. Para ello se deberá especificar que los transformadores tengan incorporado un transductor (Decodificador Decimal a BCD ) con dos salidas digitales en BCD siete hilos, además una indicación sencilla para posición local / remota del control del cambiador.

7.1.2.4. Alimentación de los circuitos de indicación. Los circuitos de indicación se alimentarán del T.D.C.D. y se proveerá una alimentación específica para todas las secciones de la subestación; o si esta es muy grande se puede dividir por niveles de tensión.

7.1.3. ARQUITECTURA DE CONTROL Y JERARQUÍA DE MANDO

7.1.3.1. Descripción general El siguiente apartado resume las generalidades y conceptos básicos necesarios para implementar un sistema de control de subestaciones. El mismo describe la división jerárquica por niveles en una arquitectura SAS (sistema de automatización de subestaciones), las funciones de cada nivel y los conceptos básicos para respetar dicha jerarquía.

7.1.3.2. Niveles de Control de la Subestación Un sistema de control de subestaciones está dividido en niveles jerárquicos, donde cada nivel debe tener capacidad de comunicarse con los niveles inferiores y contar con capacidad de operación en cada nivel. Para ello, cada nivel debe mantener seguridad y rapidez de respuesta a todos los acontecimientos en una subestación. Cada nivel superior es dependiente exclusivamente de los niveles


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inferiores respectivos, siendo estos últimos, los más importantes en la jerarquía de control. A pesar que cada nivel debe contar con capacidad de operación, la misma esta condicionada a la disponibilidad, así como a los respectivos permisos de operación de los niveles inferiores. Los niveles inferiores deben garantizar la seguridad de todas las operaciones, en tanto que los superiores deben garantizar la disponibilidad y concentración de la información para facilitar las operaciones en una forma centralizada.

7.1.3.2.1. Nivel 0 (Patio) Este nivel es el denominado de patio o sitio y es el que físicamente se encuentra en contacto con los objetos de patio Los objetos de patio, se clasifican en 3 grupos principales

Objetos de Potencia: son los encargados de transportar potencia (líneas), transformar potencia (transformadores y autotransformadores), regular potencia (bancos de capacitares, y reactores).

Objetos de Instrumentación: son los encargados de monitorear las variables

analógicas de la subestación. En esta categoría encontramos los transformadores de corriente (TC), transformadores de potencial (TP).

Objetos de Conexión/Desconexión: son los encargados de segmentar,

conectar o desconectar los diferentes objetos de potencia. Esta categoría incluye, las seccionadoras, los disyuntores. Algunos de estos objetos (como el disyuntor y la seccionadora de derivación) deben ser operados remotamente en los niveles superiores. Estos objetos, incluyen los actuadores que permiten enclavar su operación y así evitar operaciones peligrosas, o erróneas de estos objetos que afecten los objetos de potencia. Los mismos condicionan también las operaciones para que estas se efectúen de forma segura, sin poner en riesgo al personal de operación

Objetos de Control: son los encargados de actuar sobre los objetos de

potencia o los objetos de conexión y desconexión. Esta categoría incluye los cambiadores de taps, los controladores de ventilación, controlador de conexión y desconexión del reactor. Estos objetos también deben tener capacidad de ser operados en forma remota en los niveles superiores, y además, al ser automatismos, cuentan con opción de operación manual o automática.


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MODULO DE SUBESTACION: Es la unión de estos objetos en conjunto con la Unidad de control de bahía. La comunicación de este nivel, con el nivel superior siguiente (nivel 1) es en forma cableada.

7.1.3.2.2. Nivel 1 (Bahía) En este nivel se concentran todas las variables provenientes de los diferentes módulos, para ser operados, monitoreados, controlados y protegidos en forma centralizada. Este nivel consta de cinco componentes fundamentales que se agrupan en diferentes redes LAN. Estos componentes son:

Unidad de control de bahía (UCB): Es un dispositivo electrónico inteligente (DEI) que es el encargado de centralizar y procesar todas las señales de nivel 0, tales como: alarmas principales del módulo, señales de medición, señales de indicación de posición. Con toda esta información se ejecutan las lógicas que permiten generar comandos de apertura o cierre, bloqueos o permisos para enclavamiento, y comandos de control. Debe contar con una pantalla y un teclado. Estas unidades de control, deben contar además con un selector Local Remoto para continuar con la jerarquía de mando, y en aquellos casos donde se interactúa con los objetos de control, debe contar además con selectores manual o automático (o en su defecto, botones de funciones programables, con estas características).

Las protecciones: Son los componentes que permiten la eliminación de una

perturbación principalmente en los objetos de potencia, actuando sobre los objetos de desconexión tomando en cuenta las variables provenientes de los objetos activos. A diferencia de las unidades de control de bahía, su operación sobre los objetos de conexión desconexión, no está condicionada a los enclavamientos ni a la jerarquía de mando.

Equipos de medición: Son los dispositivos que registran el comportamiento

de las variables analógicas de la subestación, y que permiten llevar registros de control de energía.

Registradores de Eventos u Oscilopertubografos: Son los encargados de registrar señales analógicas y digitales de la subestación, ante un evento en la red.

Switches o conmutadores de subestación: Es el dispositivo encargado de la interconexión de los distintos elementos que conforman la LAN de subestación, los cuales incluirían las unidades de control de bahía, los reles


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de protección, los equipos de medición y los registradores de eventos a nivel 1. Adicionalmente, debe contar la posibilidad de crear redes virtuales o VLANS, para agrupar lógicamente cada uno de los grupos de equipos de acuerdo a los grupos de usuarios. Deben contar con un nivel básico de seguridad así como conexión con los elementos de nivel 2.7

7.1.3.2.3. Nivel 2 (Subestación)

Este nivel es el conocido como el mando de subestación, ya que este agrupa toda la información de la subestación para poder ser enviada a subcentros de control que agrupen varias subestaciones, o a un centro de control remoto desde el cual se toman decisiones de operación para todo el sistema eléctrico interconectado todo el país. Consta de los siguientes componentes:

Servidor de Base de Datos de Subestación (SBDS): Es el elemento que recibe todas las señales provenientes de las diferentes LANs (Unidades de bahías, protecciones y equipos de medición) por medio de diferentes puertos y/o protocolos de comunicación. A su vez, el servidor de base de datos permite la comunicación con los demás componentes del nivel 2, y la comunicación remota por medio de redes WAN (a diferentes subcentros de nivel 2). Es el encargado de almacenar toda la información generada por los distintos componentes que constituyen la LAN de subestación. Esta información incluye tanto los eventos y alarmas de control generados por las unidades de control, como los registros oscilográficos generados por los registradores de eventos y las protecciones.

Estación de Operación (EO): Es la interface que facilita el monitoreo de

toda la información recopilada por el servidor de base de subestación, relacionada con la VLAN de Control, permitiendo así la operación y supervisión de las respectivas subestaciones. En ella se debe contar con un selector Local Remoto, que permita darle la opción de operación al nivel jerárquico superior siguiente (nivel 3). En ella también se permiten operaciones locales, siempre y cuando se cumpla con el permiso jerárquico de los niveles inferiores.

La comunicación de este nivel, con el nivel jerárquico superior (nivel 3) se efectúa a traves de una red WAN, a través de un Switch de capa 3, que se encuentra aguas arriba del Switch de subestación. 7 Para más detalles de las VLANS y la arquitectura de red, refiérase a la sección 7.1.4 “LAN de subestación”.


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7.1.3.2.4. Nivel 3 (CCR centro de control remoto)

En este nivel se concentra la información proveniente de todas las subestaciones del sistema eléctrico nacional. El mismo está constituido por todos y cada uno de los clientes remotos de las subestaciones, entre los cuales se incluye el CENCE (centro nacional de control eléctrico), y los diferentes distribuidores de energía (como por ejemplo CNFL, ESPH, etc). Es importante aclarar, que de todos los centros remotos mencionados anteriormente, el CENCE es el único que debe contar con opción de controlar remotamente las diferentes subestaciones del ICE que cuentan con dicha arquitectura de control. Los demás centros remotos, solo deben contar con el monitoreo de los datos. Este es el último nivel jerárquico y por la tanto es el único que no incluye el selector Local Remoto.

7.1.3.3. Jerarquía de Mando La jerarquía de mando permite condicionar en cada nivel, la operación de los objetos de conexión y desconexión, así como los objetos de control por medio de los Selectores Local / Remoto ubicados en los diferentes equipos que constituyen cada nivel. Conforme se van agrupando los elementos de control en cada nivel, de igual manera se van agrupando los selectores Local / Remoto. De esta forma, el nivel superior en una subestación, o nivel 2, debe contar con un único selector Local / Remoto, el cual permitiría la operación al nivel superior más alto por medio de una red WAN. Dado que el nivel 3 es el nivel jerárquico más alto, el mismo debe ser el único que no cuente con dichos selectores, pero si debe contar con las indicaciones de los selectores de cada uno de los niveles inferiores. El nivel 1 sería el primer nivel de control donde se ejecuta una operación remota, por lo tanto a partir de dicho nivel se debe indicar el nivel jerárquico activo en cada objeto. Para poder tener un mando a nivel 1, todos los selectores de nivel 0 de los objetos de conexión (seccionadora y/o disyuntor) deben encontrarse en posición remota.


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Nivel

jerárquico Tipo de Objeto

Elementos Requeridos para permitir la operación en cada nivel

Elemento donde se ejecuta la operación en cada nivel

Nivel 08

Objetos Conexión /

Desconexión

Selector L / R de nivel 0: en posición LOCAL

Botonera Abrir Cerrar del Disyuntor Botonera Abrir Cerrar seccionadora de derivación

Objetos Control


+ Selector A / M:

en posición MANUAL

Botonera Subir Bajar del Cambiador de Derivaciones9 Botonera de Encendido / Apagado del sistema de ventilación Botonera Abrir Cerrar disyuntor del Reactor

Nivel 1

Objetos Conexión /

Desconexión

Selector L / R de nivel 0: en posición REMOTO

+ Selector L / R de nivel 1:

en posición LOCAL

Botonera Abrir Cerrar de la bahía según el objeto seleccionado

Objetos Control



en posición LOCAL +

Selector A / M de la Unidad de Control de bahía:

en posición MANUAL

Botonera Subir Bajar de la Bahía de Regulación de Voltaje y Paralelismo de Transformadores. De acuerdo al transformador seleccionado Botonera Abrir Cerrar de la bahía del Reactor10

8 A nivel 0, las operaciones de los elementos de conexión y desconexión, están condicionadas, de acuerdo a lo expuesto en la sección de enclavamientos. 9 El botón de subir bajar TAPS del cambiador, no requiere selector manual / automático en nivel 0 10 La botonera de Abrir Cerrar el módulo de reactor no requiere selector manual / automático en niveles superiores 1 al 3.


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Nivel

jerárquico Tipo de Objeto

Elementos Requeridos para permitir la operación en cada nivel

Elemento donde se ejecuta la operación en cada nivel

Nivel 2

Objetos Conexión /

Desconexión



en posición REMOTO +


Botonera Abrir Cerrar de la Estación de Operación según el objeto seleccionado

Objetos Control



en posición LOCAL +

Selector A / M de la Estación de Operación:

en posición MANUAL

Botonera Subir Bajar de la Estación de Operación, para el sistema de Regulación de Voltaje y Paralelismo de Transformadores. De acuerdo al transformador seleccionado Botonera Abrir Cerrar de la Estación de operación para el módulo del Reactor

Nivel 3

Objetos Conexión /

Desconexión





Botonera Abrir Cerrar de la consola de operación del Centro de Control según el objeto seleccionado

Objetos Control





+ Indicación A / M proveniente de los

niveles inferiores: en posición MANUAL

Botonera Subir Bajar de la consola de operación del Centro de Control para el sistema de Regulación de Voltaje y Paralelismo de Transformadores. De acuerdo al transformador seleccionado11 Botonera Abrir Cerrar de la consola de operación del Centro de Control para el módulo del Reactor

tabla 1 Descripción de los objetos correspondientes a cada nivel de la

jerarquía de mando de subestación

11 La operación del sistema de regulación a nivel 3, está condicionado al estado de falla de los niveles inferiores. Para más información, refiérase a la sección 7.1.6 Regulación de Voltaje y Paralelismo de transformadores.


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NOTA: los paros de emergencia de cualquier elemento, como por ejemplo, el cambiador de TAPS, no toman en cuenta la jerarquía de mando para operar, es decir, están siempre operables independientemente del nivel seleccionado.

.Modo de operación Bit más significativo

Bit menos significativo

Valor Decimal

Posición No válida 0 0 0 REMOTO 0 1 1 LOCAL 1 0 2 Posición No válida 1 1 3

tabla 2 Distribución de operación de los bits, para indicación doble del

selector Local Remoto Para la mayoría de los equipos instalados, el bit menos significativo corresponde al primer punto de conexión, por lo dicho punto corresponde a la indicación REMOTO12.

figura 7 Diagrama Jerarquía de Mando

12 Los puntos de conexión de las señales Local y Remoto, se pueden consultar en la lista de bornes anexos en este mismo documento.


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7.1.4. LAN DE SUBESTACION

Para efectos de comunicación digital de los equipos de control, protección y medición ubicados dentro de la sala de control, se debe contar con una red LAN de subestación. Dicha LAN, debe contar Redes Virtuales o VLAN para cada tipo de usuario, además de redundancia a nivel de control y protección , tal y como se muestra en la siguiente figura.

figura 8 Diagrama de distribución de equipos, switches y VLAN que forman la LAN de Subestación

Para efectos de documentación en planos, se debe incluir un plano de comunicación que incluya todos los equipos a comunicarse, con su respectiva distribución en tableros, direccionamientos y tipo de comunicación.


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Un ejemplo de dichos planos, se puede observar en la siguiente propuesta.

figura 9 Propuesta para plano de comunicaciones LAN en subestación

La topología acá mostrada, debe estar conectada a un Switch de Acceso provisto para la conexión WAN, al cual también ingresarían otras redes locales, como lo son la red de computadoras propia de la sala de control y la red de vigilancia de subestación, propia del equipo de operación, así como cualquier otra aplicación externa a la subestación. En dicho switch de acceso, que debe ser de capa 3, se debe contar con los servicios de Firewall, NAT y PAT para la seguridad de los datos. Las funciones y equipos conectados a cada una de las VLANs antes mencionadas, se explican a continuación


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7.1.4.1. VLAN de Control

Dicha VLAN sería necesaria para monitorear todo el sistema de Control de la subestación, el cual incluye las Unidades de Bahía, Protecciones, y Estación de Operación. Los principales clientes de dicha VLAN, serían los operadores de subestación, los centros de monitoreo remoto y el centro de control. Adicionalmente, si el sistema de control lo permite, se pueden captar en esta VLAN, las oscilografías y eventos de los equipos de protección, en cuyo caso, también las áreas de aseguramiento de calidad podrían ser clientes de esta VLAN

7.1.4.2. VLAN de Medición La función de dicha VLAN sería la de concentrar toda la información generada por los medidores de energía del Mercado Regional Centroamericano SIMERC. Los clientes de dicha VLAN serían los encargados de la operación del SIMERC, así como las áreas involucradas en el mantenimiento y análisis de datos de medición del sistema.

7.1.4.3. VLAN de APM Mantenimiento En dicha VLAN se concentra toda la información relacionada con fallas, eventos y oscilografías generadas durante una contingencia eléctrica. La información generada por los registradores de eventos, debe quedar almacenada en el servidor de base de datos, para poder proveer acceso por medio de internet, a las áreas de mantenimiento. Por otra parte, el sistema de monitoreo remoto, puede contar con una partición separada en el servidor de base de datos, con un mayor grado de seguridad, a la cual solo tendría acceso el personal de Mantenimiento de los equipos de Protección, y serviría para hacer el monitoreo remoto de los ajustes de las protecciones Cada VLAN debe contar con una partición exclusiva en el servidor de base de datos, por medio de virtualización, la cual garantice seguridad en el almacenamiento de los datos respectivos, con los diferentes permisos y controles de acceso para los distintos clientes.

En relación a la distribución de los equipos de comunicación así como la cantidad de tableros requeridos para dichos equipos, se propone lo siguiente:

• Un tablero para Servidor de Base de Datos e Inversor


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• Un tablero para Switches de protección y equipo de interrogación remota (debido a la cantidad de cableado que llega a dichos switches, no se recomienda mezclar con el tablero anterior).

7.1.5. ENCLAVAMIENTOS

7.1.5.1. Conceptos básicos

Un enclavamiento es un sistema que impide la operación de uno o varios elementos, si no se cumplen las medidas necesarias para la correcta y segura operación del mismo. Un enclavamiento por bahía, está basado en una lógica combinacional permisiva programada, mediante la cual se pretende la liberación de cada uno de los respectivos permisos de operación. Un enclavamiento de operación, se realiza bloqueando un circuito eléctrico. Esto se logra mediante la desconexión de los diferentes negativos que cierran los circuitos necesarios para la operación de los diferentes elementos de la subestación.

7.1.5.2. Elementos de un sistema de enclavamiento por bahía Un sistema de enclavamientos en bahía debe incluir los siguientes elementos

7.1.5.2.1. Señales de Entrada: Son todas aquellas señales, tanto binarias, como analógicas, necesarias para efectuar la lógica combinacional mediante la cual se activa o se desactiva el permiso de operación de cada uno de los elementos a enclavar. Dichas señales pueden ser de 2 tipos:

ENTRADAS FISICAS: las cuales deben estar alambradas a la unidad de bahía y provienen de los dispositivos asociados a cada módulo (ej, microswitches, TC´s, TP´s, Protecciones, Selectores).

ENTRADAS LOGICAS: No tienen conexión eléctrica alambrada a la bahía.

Pueden ser originadas dentro de la bahía o generadas por otras bahías o la unidad central, por el puerto de comunicación (ej variables IEC 61850).


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Es importante mencionar que las señales de entrada físicas son las mismas señales de indicación y medición que son alambradas a la bahía, por lo cual no se requiere cableado adicional para la lógica de enclavamientos.

7.1.5.2.2. Señales Permisivas

Son el resultado de la lógica combinacional de las entradas. Su función es liberar el permiso de operación del elemento enclavado.

Se dividen a su vez en 2 tipos:

SALIDAS DE RELE PERMISIVAS: Son todas las salidas binarias

generadas mediante contactos libres de potencial en la bahía, y que actúan directamente sobre cada una de las bobinas de enclavamiento de las seccionadoras manuales, y sobre las bobinas de apertura y/o cierre de los disyuntores y seccionadoras motorizadas. Son exclusivas del nivel 0.

SALIDAS LÓGICAS PERMISIVAS: Son todas las salidas generadas en

variables internas, cuya función es permitir la ejecución del enclavamiento, en unidades distintas a la que la origino o determinar el correcto estado de la comunicación.

7.1.5.2.3. Elementos de Indicación de enclavamiento

Se requiere un elemento indicador (por ejemplo LED) para supervisar el estado de cada una de las señales permisivas de enclavamiento. Dichos elementos deben representar el estado del enclavamiento en tiempo real.

Cada uno de estos indicadores debe reflejar el estado de la salida de relé permisiva que representa, permaneciendo encendido, indicando cual elemento está enclavado.

7.1.5.3. Consideraciones generales para la implementación de los enclavamientos

a. Para la implementación de la lógica se deberá respetar lo expuesto en las tablas y gráficas de flujo mostradas en las siguientes secciones de este documento. La forma en que se implemente la lógica combinacional es libre.


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b. La jerarquía de control no deberá tener injerencia sobre los enclavamientos. No importa el nivel desde donde se esté operando, el sistema de enclavamientos es único.

c. En caso de perder el nivel 1 los elementos del nivel 0 deberán

quedar enclavados.

d. Se deberán supervisar el estado de los buses en el caso de enclavamientos que requieran alambrado entre bahías; de forma tal que de perderse alguna de estas conexiones se de la indicación respectiva y considerar dentro de lógica que el elemento se enclave ante la pérdida de alguno de los buses (Lógica negativa).

e. En caso de enclavamientos realizados entre diferentes unidades, por

protocolo (ej, IEC 61850), la lógica de diseño debe asegurar, que en caso de la perdida de comunicación de uno de los elementos, los dispositivos que dependan de alguna señal de estas, para tomar una decisión, queden enclavados.

f. Por medio de elementos de indicación, (como por ejemplo LED), se

deberá reflejar el estado de cada salida de relé permisiva, permaneciendo activo cuando el elemento está enclavado.

g. En caso de tenerse varios protocolos en un mismo nivel de tensión, y

requerir información entre estos para la lógica de enclavamientos, se deberá asegurar la completa inter-operatibilidad de los equipos sin requerir de la intervención de la unidad central. De no poderse garantizar esta condición, se deberán realizar los enclavamientos alambrados, respetando lo expuesto en el punto d.

h. En caso de realizar enclavamientos utilizando el protocolo IEC61850

para las derivaciones, se recomienda utilizar topología en estrella, concentrando la información de posición de todas las derivaciones, en la unidad de reserva. Dicha toma las decisiones de control, y distribuye los respectivos permisos a las unidades correspondientes. En caso de falla de comunicación se deben provocar los enclavamientos respectivos a los módulos en falla.

i. Adicionalmente a las condiciones propias de cada módulo, a nivel 0

debe existir un enclavamiento que impida operar el disyuntor para energizar dicho módulo. Solo se permiten operaciones de apertura y cierre a nivel 0, con una de las seccionadoras abiertas (condición de mantenimiento). Para tal efecto, se considerará la posición del


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conmutador Local / Remoto del disyuntor, respetando las condiciones que se muestran a continuación.

Condicionamiento de Operación a Nivel 0 Para disyuntor 52

L/RNivel 0 89L2 89L3 Comando de Cierre a nivel 0

Local

A A Permiso de Cierre A C

Cierre Bloqueado C A

C C Condicionado a lógica de enclavamiento

según módulo

tabla 3 Condiciones en las que se permite el cierre del disyuntor a nivel 0

Esta condición aplica para el enclavamiento de todos los interruptores que se presentan en las secciones siguientes de este capítulo.

j. En el caso que las señales provenientes de otros módulos (como posición de seccionadoras 89L1n, indicación de posición de disyuntor de reserva 52B, o indicaciones de No Medias carreras en 89L1) no puedan ser transmitidas por los puertos de comunicación, deben ser alambradas como buses de acuerdo al siguiente diagrama.


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figura 10 Diagrama de alambrado para los buses de enclavamiento

7.1.5.4. Condiciones específicas para la implementación de un

sistema de enclavamientos por bahía, según el tipo de módulo y condiciones de comunicación entre bahías.

Para implementar un sistema de enclavamientos en bahía, se deberán respetar las siguientes condiciones según el modulo a controlar; programando en el elemento de control cada uno de los diferentes enclavamientos de nivel 0.


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7.1.5.4.1. Módulo de línea con seccionadora de reserva.

Elemento a enclavar 89L1 89L2 89L3 89L4 52L 52B 89L1n13 Térmico potencial Potencial de línea

89L1 A A A 89L2 A 89L3 A A 89L4 A A C NV 52L cierre NMC NMC

tabla 4 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de línea con reserva.

figura 11 Módulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento

seccionadoras 89L2 y 89L3

13 Se refiere a las seccionadoras de derivación de los otros módulos


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figura 12 Módulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento seccionadora 89L1 (por medio de bus alambrado)


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figura 13 Módulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento seccionadora 89L1 (por medio de protocolo de comunicación)


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figura 14 Modulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento 89L4.

7.1.5.4.2. Módulo de transformador con seccionadora de reserva.

Elemento a enclavar 89T1 89T2 89T3 52T 52B 89T1n14

89T1 A A 89T2 A 89T3 A

52T cierre NMC NMC

tabla 5 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de transformador con seccionadora de reserva.

14 Se refiere a las seccionadoras de derivación de los otros módulos


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figura 15 Módulo de transformador con seccionador de reserva, enclavamiento disyuntor 52T

figura 16 Módulo de transformador con seccionador de reserva, enclavamiento

seccionadoras 89T2 y 89T3


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figura 17 Módulo de transformador con reserva, enclavamiento 89T1 (por medio debus alambrado)


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figura 18 Módulo de transformador con reserva, enclavamiento 89T1 (por medio de protocolo de comunicación)

7.1.5.4.3. Módulo de reactor

Elemento a enclavar 89R1 89R2 89R3 52R 52B 89L1n

89R1 (Aper-Cierre) A A 89R2 A 89R3 A

52R cierre NMC NMC

tabla 6 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de reactor con

seccionador de reserva.


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figura 19 Módulo de Reactor con reserva, enclavamiento disyuntor 52R

figura 20 Módulo de Reactor con reserva, enclavamiento seccionadoras 89R2 y 89R3


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7.1.5.4.4. Módulo de reserva.

Elemento a enclavar 89B2 89B3 52B 89L1n89B2 A 89B3 A

52B (cierre) NMC NMC NMC NMC89L1n A A

tabla 7 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de reserva.

figura 21 Módulo de reserva, enclavamiento 52B

(por medio de bus alambrado)


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figura 22 Módulo de reserva, enclavamiento 89L1 (por medio de protocolo de

comunicación)

7.1.5.4.5. Módulo de enlace de barras.

Elemento a enclavar 89E-1 89E-2 89E-3 52E

89E-1 C C C 89E-2 A 89E-3 A

52E (APERTURA) NMC 52E (CIERRE) NMC NMC

tabla 8 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de enlace de barras.


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7.1.5.4.6. Módulo de banco de capacitores.

89BC2 89BC4 52BC TIEMPO 89BC2 A A 89BC4 A

52BC cierre op_normal C A 12 Min 52BC cierre op_manto A 0 Min

tabla 9 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de banco de Capacitores

figura 23 Módulo de Banco de capacitores enclavamiento disyuntor 52BC


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figura 24 Módulo de Banco de capacitores enclavamiento seccionadoras

89BC2 y 89BC3

7.1.5.4.7. Módulo disyuntor y medio.

Permiso de

operación *89L2 *89L3 *89L4 *89L5 89M2 89M3 *52L 89L3 (Barra B)

89L5 (Barra B) 52M

Térmico potencial

Potencial de línea

* 89L2 A * 89L3 A A A * 89L4 A C NV

* 89L5 A

89M2 A

89M3 A

* 52L NMC

NMC

NMC

NMC

52M NMC NMC

NMC NMC

* ELEMENTOS DE LA LINEA REFERIDA A BARRA A

tabla 10 Relación entre elementos y permisos de operación en un módulo de sistema disyuntor y medio referidos a la barra A.


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Elemento a enclavar *89L2 *89L3 *89L4 *89L5 89M2 89M3 *52L

89L3 (Barra A)

89L5 (Barra A) 52M

Térmico potencial

Potencial de línea

* 89L2 A * 89L3 A A A

* 89L4 A C NV

* 89L5 A

89M2 A

89M3 A

* 52L NMC

NMC

NMC

NMC

NMC

52M NMC NMC

NMC

NMC NMC NMC

* ELEMENTOS DE LA LINEA REFERIDA A BARRA B

tabla 11 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de sistema disyuntor y medio referidos a la barra B.


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figura 25 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de cierre 52M


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figura 26 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de cierre 52M


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figura 27 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de cierre 52L


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figura 28 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadoras 89M2 y 89M3

figura 29 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadora 89L4


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figura 30 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadoras 89L2, 89L5,89L3

7.1.5.5. Definición y descripción de las variables.

La lógica de diseño deberá entregar en su salida la activación de permisos e indicación de enclavamientos y deberá tener los siguientes nombres.

7.1.5.5.1. Módulos de línea.

Variable Descripción

ENC_52L Indicación de disyuntor enclavado ENC_89L1 Indicación de cuchilla de derivación enclavada ENC_89L2 Indicación de cuchilla de barra enclavada ENC_89L3 Indicación de cuchilla de línea enclavada

ENC_89L4 Indicación de cuchilla de tierra enclavada

tabla 12 Nombre y descripción de las variables de las indicaciones de elemento enclavado para módulos de línea.


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PER_52L Permiso de operación del disyuntor (Salida) PER_89L1 Permiso de operación de la cuchilla de derivación (Salida) PER_89L2 Permiso de operación de la cuchilla de barra(Salida) PER_89L3 Permiso de operación de la cuchilla de línea (Salida)

PER_89L4 Permiso de operación de la cuchilla de tierra (Salida) tabla 13 Nombre y descripción de las variables de las indicaciones de permiso

de operación para módulos de línea.

7.1.5.5.2. Módulos de Transformador.


ENC_52T Indicación de disyuntor enclavado ENC_89T_1 Indicación de cuchilla de derivación enclavada ENC_89T_2 Indicación de cuchilla de barra enclavadaENC_89T_3 Indicación de cuchilla de línea enclavada

tabla 14 Nombre y descripción de las variables de las indicaciones de

elemento enclavado para módulos de transformador.


PER_52T Permiso de operación del disyuntor (Salida) PER_89T1 Permiso de operación de la cuchilla de derivación (Salida) PER_89T2 Permiso de operación de la cuchilla de barra(Salida) PER_89T3 Permiso de operación de la cuchilla de línea (Salida)

tabla 15 Nombre y descripción de las variables de las indicaciones de permiso

de operación para módulos de transformador.


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7.1.6. REGULACIÓN DE VOLTAJE Y PARALELISMO DE TRANSFORMADORES

7.1.6.1. Descripción General

El sistema de control de regulación de voltaje y paralelismo de transformadores, es el encargado de garantizar un potencial estable en las barras de baja tensión de una subestación, así como una correcta distribución de la carga en un grupo de transformadores que operan en paralelo. A pesar de que sus acciones de control se ejecutan directamente en el cambiador de los transformadores, la variable a controlar es realmente el voltaje de la barra de baja tensión, así como el flujo de Reactivo que podría circular entre transformadores con diferente relación de transformación. Por esta razón, este sistema se considera perteneciente a la barra de bajo voltaje y no a los transformadores, motivo por el cual, debe ir en un tablero independiente, y contar con una unidad de control independiente al de cualquier transformador. Este sistema, se requiere en subestaciones con un mínimo de 2 transformadores y debe contemplar todas las posibilidades de conexión del transformador a los diferentes esquemas de barras en baja tensión. Adicionalmente, debe considerar la operación conjunta o individual de un grupo de transformadores de acuerdo al seccionamiento de la barra, de forma que puedan trabajar en configuraciones de barra única o barra partida, con 2 secciones de barra y un regulador por sección. El esquema del sistema de regulación de voltaje y paralelismo de transformadores sería el siguiente

NORMA PARA EL DE D

norma diseño sistemas de control de subestaciones...Con la introducción de los microprocesadores y...

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