norma diseño sistemas de control de subestaciones · PDF fileINTRODUCCION: ......

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 NM

C NMC

52M NMC NM

C 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 NM

C NMC

NMC

52M NMC NM

C 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


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

7.1.6.2. Descripción de componentes

7.1.6.2.1. Unidad de Control Su función principal es distribuir los comandos de subir y bajar taps, provenientes del regulador de voltaje o de la interfase de operación, además de centralizar toda la información requerida para su operación automática o manual. Adicionalmente, sirve como recolector de información para los niveles superiores, con los cuales se comunica a través de un puerto de comunicación. El Controlador, debe estar en capacidad de recibir señales de todos los demás componentes, procesar dichas señales tomando en cuenta los distintos modos de


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operación, tomar decisiones basado en lógicas programadas y finalmente ejecutar los comandos de subir o bajar TAPS a los transformadores correspondientes. El controlador estará basado en Microprocesadores y debe ser parametrizable vía panel frontal o por medio de una PC a través de un puerto serial o Ethernet. El mismo, debe tomar en cuenta todas las posibilidades de conexión de los transformadores o grupo de transformadores a la barra. Para ello debe contar con las indicaciones de posición “módulo en línea” que conectan cada transformador a su respectiva barra; así como los disyuntores que enlazan barras y que influyen en la forma en que se agrupan en paralelo dichos transformadores Además, deberá estar en capacidad de transmitir toda la información recolectada hacia los niveles de control superiores (Niveles 2 y 3), así como recibir de los niveles superiores, las respectivas órdenes para ejecutar comandos. Esta transmisión, se debe hacer por medio de puertos de comunicación. En caso de que el “controlador” no incluya la “interfase de operación”, el mismo deberá incluir al menos 2 puertos, uno para comunicarse con la interfaz externa y el otro para su programación. ENTRADAS BINARIAS SALIDAS BINARIAS POR SUBESTACION

Bocina de Alarma Sonora

1

POR SECCIÓN DE BARRA

Indicación de enlace de barra cerrado

1 Comando para habilitar regulador (*)

1

Ordenes de Subir y Bajar Voltaje del Regulador (*)

2

TOTALES 3 1

POR TRANSFORMADOR

Indicación de posición de TAPS en formato BCD

6 Ordenes de Subir y Bajar TAPS al transformador

2

Indicación de Remoto del cambiador de TAPS

1 Disparo de emergencia al Cambiador

1

Indicación de Módulo en Línea

1

TOTALES 8 3 (*) indica que puede ser transmitida por IEC61850 si el regulador lo permite

tabla 16 Requerimientos de entradas y salidas para el controlador


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7.1.6.2.2. Interfase de operación La interfase de operación, es el componente mediante el cual el operador de subestación, interactúa con el sistema. La misma puede estar incluida o no en el controlador. Dicha interfase debe tener capacidad de manejar objetos dinámicos como botones o disyuntores, así como indicaciones alfa numéricas. En dicha interfase, se debe desplegar al menos los siguientes indicadores y mandos:

a) las lecturas respectivas de los TAPS o derivaciones, en formato decimal b) las indicaciones “local / remoto” de nivel 0, provenientes de los

cambiadores c) la indicación del nivel jerárquico de control activo d) las indicaciones de las respectivas seccionadoras de enlace de barras con

sus diagramas de “barras unidas” e) las indicaciones de “módulo en linea” “modulo fuera de línea” de cada

transformador f) el selector “local / remoto” de nivel 1 g) el selector “manual / automático” de nivel 1 h) el selector de “regulador activo” para el modo “barra únida” i) Selector del transformador o transformadores a regular en modo manual. j) Los botones para ejecutar las ordenes de “subir” y “bajar” k) Las indicaciones de todas las alarmas propias del sistema de regulación l) El estado “bloqueado” del regulador, cuando este no esté en posibilidad de

operar en modo automático. m) El botón o botones de “paro de emergencia” a cada cambiador.

En caso de que el controlador no cuente con una interfase gráfica propia para operación, será necesaria la implementación de una interfase externa preferiblemente del tipo Touch Screen. La misma, deberá estar basada en microprocesadores y ser programable mediante PC a través de puerto de comunicación, Ethernet o serial. Adicionalmente, debe tener capacidad de comunicarse con el control central por cualquiera de los medios mencionados anteriormente.

7.1.6.2.3. Cambiador de TAPS Es el componente encargado de cambiar las relaciones de transformación de cada transformador. En el se encuentran:

a) Los motores que permiten cambiar el numero de espiras en los devanados y por lo tanto, ejecutar las ordenes de subir o bajar niveles de tensión en la barra.


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b) El codificador BCD, el cual consta de un arreglo matricial de diodos con las

6 salidas necesarias para que el controlador procese dichas señales y las despliegue como indicación de posición de TAPS en la interfase de operación.

c) Adicionalmente al codificador BCD, el sistema cambiador de TAPS, debe tener la capacidad de contar con un transductor para transmitir la indicación de posición de TAPS en protocolo IEC 61850 (GOOSE) en fibra óptica.

d) Los disyuntores termomagnéticos que permiten disparar remotamente el

cambiador de taps y proteger a los motores en caso de sobrecargas o sobrecorrientes.

7.1.6.2.4. Regulador de voltaje

El regulador de voltaje, es el elemento encargado de controlar el voltaje de la barra por medio de un control PID en lazo cerrado, cuyo valor de referencia es preajustado. En base a dicha comparación con el valor de ajuste, se generan comandos pulsantes para subir o bajar el nivel de voltaje. Dichos comandos son enviados al control central, para su posterior distribución a los cambiadores de TAPS respectivos. El sistema de regulación, debe contar con un regulador de voltaje por cada sección de barra. A continuación se describen las principales características que deben de cumplir los reguladores automáticos de voltaje:

a) Deben ser del tipo electrónico basado en microprocesadores, con convertidores analógico/digital integrados para la captación del valor medido.

b) Preferiblemente, debe tener capacidad de regular mediante la medición de

corriente reactiva circulante. Esto con el fin de poder operar con transformadores que tengan diferente impedancia o relación de transformación por derivación.

c) Preferiblemente, debe de ser configurable por medio de una interfase de

comunicación con su respectivo software o en su defecto, disponer de una interfase para la indicación de las funciones que ejecuta, así como el acceso a las opciones de ajuste necesarios.


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d) Debe ser compatible con el protocolo IEC 61850 para comunicación con el controlador. Deberá contar relés de salida para proporcionar las señales de subir y de bajar derivaciones. Dichos relés tendrán por lo menos dos contactos, uno NC. (Normalmente cerrado) y otro NA. (Normalmente abierto). La capacidad de los contactos no debe ser inferior a 208 VAC/5A, 125 VDC/2 A pudiendo funcionar energizados en forma permanente. De igual manera, debe contar con relés de salida, para enviar las respectivas alarmas, indicaciones o bloqueos al controlador

e) Debe de incluir entre sus características, las funciones de bloqueo por baja

o alta tensión, con el fin de evitar operaciones fuera del margen seguro. El bloqueo por baja tensión sirve además para evitar los cambios de TAPS durante los colapsos de la red o pérdida de medición de voltaje. Con respecto a los valores ajustables para los bloqueos y alarmas por baja o alta tensión, se debe de cumplir con lo siguiente:

i. Bloqueo por baja tensión: Del 70% al 100% del valor de

consigna, ajustable en pasos de 1%.

ii. Bloqueo por alta tensión: Del 100% al 125% del valor de consigna, ajustable en pasos de 1%.15

f) El regulador de voltaje debe de disponer de una función para la selección

del modo de operación: control manual y control automático. g) Con respecto al voltaje de alimentación, el regulador de voltaje debe de

operar con un voltaje nominal de 100 VCA, con intervalo de variación igual o superior al 25% con respecto al valor de voltaje indicado. La frecuencia nominal de operación del regulador de voltaje deberá ser igual a 60 Hz.

h) Debe ser capaz de generar alarmas por falla del hardware (watchdog), falla

de alimentación y sobre o bajo voltaje, por medio de contactos libres de potencial. Deberá tener además la capacidad de transmitir dichas alarmas por medio del protocolo IEC 61850, y contar con una alarma en caso de falla de comunicación.

i) Debe de haber un relé de salida para cada comando individual, esto es, un

relé para la maniobra de subir voltaje y otro relé para la maniobra de bajar voltaje. Ambos relés tendrán por lo menos dos contactos, uno NC. y otro NA. La capacidad de los contactos será de 208 VAC/5A, 125 VDC/2A.

15 Estos niveles deben ser ajustados a solicitud del cliente de distribución, siempre y cuando no irrespete lo recomendado por ARESEP, o las referencias de ajuste recomendadas por el proveedor del servicio


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Ambos relés de salida tendrán la capacidad de funcionar energizados en forma permanente.

j) Para su accionamiento el regulador contara con los siguientes ajustes:

i. Ajuste de voltaje de medición, (V). ii. Ajuste de sensibilidad de medición (%). iii. Retardo de conmutación (s) iv. Ajuste de corriente de medición, (A).

7.1.6.3. Descripción de los modos de operación

7.1.6.3.1. Generalidades

a) Todas las indicaciones del sistema de regulación, incluyendo indicaciones

de “Local/Remoto” de nivel 0, deben ser indicaciones sencillas o “single point” (Un único bit de estado por variable). No se utilizan en paralelismo, señales de doble posición o “double point” (2 bits por variable). Se utiliza la presencia de voltaje para indicar un “1” o “activo” y la ausencia de voltaje para indicar un “0” o “inactivo”

b) La disponibilidad de cada transformador para ser controlado, debe ser

indicada al controlador por medio de una única señal binaria, de la siguiente forma: “Módulo en línea” (activo) y “Módulo fuera de línea” (inactivo). Esta indicación debe hacerse por cada transformador, por medio de una única entrada binaria en el control central. Dicha entrada debe ser una combinación en paralelo de las señales “posición cerrado de las seccionadoras de derivación” (89T1) y “posición cerrado del disyuntor” (52T), del lado de baja del transformador. La combinación en paralelo, se hace en los contactos auxiliares de los respectivos equipos ubicados en el patio de subestación. Esta indicación, debe ser desplegada en el “Interfase de operación”

c) En caso de varias secciones de Barra, debe existir un único regulador, por

cada sección de barra. La numeración de los reguladores, debe ir acorde a la sección de barra que regula, siendo “Barra A” la barra con denominación más baja en toda la subestación.

d) En caso de barra seccionada, se debe contar con las indicaciones de

posición de las seccionadoras que enlazan las barras. La “interfase de operación” debe indicar de manera gráfica si los enlaces están abiertos (inactivo) o cerrados (activo). Dicha señal es utilizada por el controlador


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para conmutar de manera automática entre los modos “Automático Barra Partida” y “Automático Barra Unida”

e) Se debe contar con un menú de “paro de emergencia” el cual, una vez

accesado, debe presentar la opción de disparar los disyuntores termomagnéticos de cada uno de de los motores de los diferentes cambiadores de TAPS. Dicho menú debe estar accesible desde cualquier modo de operación y debe respetar los niveles jerarquicos de operación, teniendo la posibilidad de guardar registros si el disparo fue efectuado en cualquiera de los niveles remotos (niveles 1 y 2)

f) Las lecturas de posición de TAPS de todos los transformadores, deben ser

generadas en codificación BCD por parte del “cambiador” y desplegadas como números enteros por parte de la “interfase de operación”. Se pueden utilizar otras codificaciones digitales siempre y cuando el controlador los pueda procesar

g) Debe contar con alarmas “falla fuente”, “falla hardware” y “falla de

comunicación” de todos los elementos con capacidad de comunicarse entre si. Además de las alarmas “discrepancia de taps”, “bloqueo del regulador por sobre voltaje”, “bloqueo del regulador por bajo voltaje”, “falla de regulador” y “Selector Local / Remoto del cambiador, en Local” que serán activadas según los distintos modos de operación.

h) La desconexión de un “regulador” para la condición “manual” o “Regulador Fuera de Servicio” se efectúa por contactos auxiliares de un único relé de salida en el “controlador”. Dicha desconexión implica tanto la desconexión de la alimentación o “referencia de voltaje” del regulador, así como las salidas de comando para subir o bajar voltaje, tal y como se muestra en la siguiente figura


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figura 32 Desconexión de un regulador

7.1.6.3.2. Consideraciones relativas a la Jerarquía de Mando

a) Dado que todas la señales de este control son del tipo “indicaciones sencillas”, se debe utilizar “activo” para la indicación de operación Remoto del nivel 0, e “inactivo” para la indicación de operación Local del nivel 0. Lo anterior se hace con el fin de bloquear la operación remota en caso que se pierda la señal de dicho selector a nivel 0.

Unidad de Control

+Vcc

Subir Voltaje

Regulador De

voltaje

Regulador “En Manual” o

“fuera de servicio”

Potencial de barra

-Vcc

Bajar Voltaje


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b) La operación del sistema de regulación en forma manual a nivel 3, será permitida únicamente en condiciones de falla de alguno de los reguladores en modo automático (estado de “bloqueo de regulador”) y será posible únicamente para la sección en falla, mientras esté inhabilitado el regulador.

c) Tanto en la “interfase de operación”, como en la “estación de operación” se

debe contar con un único selector “Local / Remoto” respectivamente para nivel 1 y nivel 2. Los selectores “Manual / Automático”, “selector de regulador” (para modo automático) y “selector de transformador” (para modo manual), solo podrán ser conmutados desde el nivel que tiene el permiso de operación (nivel 1 o 2). En los niveles restantes, dichos selectores permanecerán únicamente como indicaciones de posición, sin posibilidad de cambio.

d) Los botones de “subir”, “bajar”, serán efectivos, solamente en modo manual

y en el nivel jerárquico activo (Nivel 1 o 2). En nivel 3, dichos botones serán efectivos únicamente en caso de “Regulador Fuera de Servicio”, mientras persista la falla en modo automático y se cuente con el permiso de mando de los niveles jerárquicos inferiores

e) Los botones de paro de emergencia no están condicionados a ningún

permiso por parte de los niveles jerárquicos, siendo operables a cualquier nivel, siempre y cuando se indique el nivel en que se ejecutó dicha orden.

f) A partir del nivel 1, se debe contar con una indicación “Local / Remoto” de

nivel 0, por cada uno de los cambiadores de TAPS. Solamente podrán ser operados en forma remota (niveles 1 y 2), aquellos cambiadores cuyos selectores de nivel 0 se encuentren en posición “Remoto”.

g) Las siguientes tablas muestran un resumen de la operabilidad de los

botones y selectores de acuerdo a los modos de operación. Todos los selectores y botones a excepción del “paro de emergencia” al cambiador, están condicionados a la jerarquía de mando.


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DESCRIPCION DE SELECTORES Y COMANDOS EN

MODO AUTOMATICO SELECTOR O BOTON NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3

Regulador 1 / Regulador 2 Solo indicación Solo indicación Solo indicación

Transfomador 1 / 2 / …N Solo ante “falla de regulador”

Solo ante “falla de regulador”


Manual / Automático Opción de conmutar a Manual

Opción de conmutar a Manual

Solo Indicación “automático”

BOTON Subir Solo ante “falla de regulador”



BOTON Bajar Solo ante “falla de regulador”



BOTON paro emergencia al cambiador

Operable independiente de

jerarquía


jerarquía

No Aplica

tabla 17 Opciones de operabilidad de los botones y selectores en cada uno de los niveles jerárquicos: MODO AUTOMATICO

DESCRIPCION DE SELECTORES Y COMANDOS EN MODO MANUAL

SELECTOR O BOTON NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3 Regulador 1 / Regulador 2 No Aplica No Aplica No Aplica Transfomador 1 / 2 / …N Opción de conmutar Opción de conmutar No Aplica

Manual / Automático Opción de conmutar a Automático

Opción de conmutar a Automático

Solo Indicación “manual”

BOTON Subir Operable Operable No Aplica BOTON Bajar Operable Operable No Aplica

BOTON paro emergencia al cambiador


jerarquía


jerarquía

No Aplica

tabla 18 Opciones de operabilidad de los botones y selectores en cada uno de

los niveles jerárquicos: MODO MANUAL

7.1.6.3.3. Operación en Modo Automático (Opción Barra Partida)

a) Debe existir un único selector para conmutar al modo manual

b) Debe estar activo el regulador de cada sección de barra

c) Solo deben alarmar “discrepancia de taps” aquellos grupos de transformadores que se encuentren en una misma sección de barra y que tengan diferencias en sus niveles de TAPS


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d) Ante una alarma de “falla de regulador”, el “controlador” debe desconectar

el regulador tal y como se muestra en la figura 2, y desplegar dicha alarma en la “interfase de operación”. Adicionalmente, se debe activar la indicación “Regulador Fuera de Servicio” en el respectivo regulador y se debe permitir lo operación manual UNICAMENTE en los transformadores que estén sin regulador. Dicha operación será efectiva UNICAMENTE mientras persista la falla, una vez despejada la misma, desaparece la indicación “Regulador Fuera de Servicio” y se restablece el mando automáticamente al regulador correspondiente. Esta opción es diferente del “modo manual” que se selecciona con el conmutador.

e) Ante la alarma “Discrepancia de Taps”, la sección de barra con discrepancia

queda sin regulación, y el regulador pasaría a “modo bloqueado”. El controlador continúa operando en modo automático sobre la porción que cuenta con regulador, y con opción de botones de subir bajar únicamente para la sección en falla. Es deber del operador restablecer dicha alarma igualando el nivel de los TAPS que provocaron la falla en aquellos sistemas de regulación, que no tengan capacidad de igualar TAPS en forma automática.

f) Los transformadores que se encuentren fuera de Línea, no tendrán

posibilidad de ser operados por el controlador de nivel 1 en modo automático barra partida , ni serán tomados en cuenta para alarmas de “discrepancia de taps”

g) En caso de bloqueo de regulador por alarmas de “bajo voltaje” o “alto

voltaje”, se deberá también provocar disparo de emergencia a el o los cambiador asociados a la sección de barra.


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7.1.6.3.4. Operación en Modo Automático (Opción Barra Unida)

a) Debe existir un único selector para conmutar al modo manual b) Al unir una o más secciones por medio del enlace, se puede formar una

“barra unida”. El estado de la seccionadoras o disyuntores de enlace debe estar indicado en la “interfase de operación”

c) Al operar con una “barra unida”, solamente debe quedar activo un único

regulador. El regulador activo o “regulador principal”, debe ser el “regulador A” correspondiente a la sección de barra A.. El “regulador B”, perteneciente a las otra sección de barra, será tomado en cuenta como “regulador de reserva”

d) Por cada “barra unida”, debe aparecer una indicación del regulador que se

encuentra operando “regulador A” y el regulador de reserva o “regulador B”. En caso de “falla de regulador”, el control central debe estar en capacidad de desconectar el “regulador principal”, generar la indicación de “Regulador Fuera de Servicio” para dicho regulador, generar la respectiva alarma en la interfase y conmutar de manera automática al “regulador de reserva”

e) En caso de que fallen ambos reguladores de una misma sección de barra

unida, el controlador debe presentar la indicación “Regulador Fuera de Servicio” en ambos reguladores y conmutar a “modo manual” permaneciendo en ese estado hasta que el operador considere conveniente conmutar de nuevo a modo automático.

f) Los transformadores que se encuentren “fuera de Línea”, no tendrán

posibilidad de ser operados por el controlador de nivel 1 en modo automático barra unida, ni serán tomados en cuenta para alarmas de “Discrepancia de taps”

g) En caso de bloqueo de un regulador por alarmas de “bajo voltaje” o “alto

voltaje”, se deberá también provocar el disparo de emergencia al o los cambiadores asociados a dicho regulador y además desconectar dicho regulador

7.1.6.3.5. Operación en Modo Manual

El modo manual está disponible principalmente para labores de mantenimiento, a solicitud del centro de control o en caso de falla de ambos reguladores. A diferencia de la opción de operación manual, que se explicó anteriormente para


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casos de falla del “modo automático opción barra partida”; el “modo manual” es seleccionado a voluntad del operador, con el conmutador “manual / automático”. Una vez seleccionado este modo con el conmutador, permanece activo independientemente de la disponibilidad de los reguladores, y solo puede volver a “modo automático”, mediante la conmutación con el selector “manual / automático”. Seguidamente se explican sus características principales:

• Debe existir un único conmutador para modo automático • En este modo no se deben generar las alarmas “discrepancia de taps”,

ni “falla de regulador”, dado que la regulación de voltaje, y los niveles de TAPS deben ser en todo momento supervisados. Solamente se deben generar las alarmas de “sobre voltaje” y “bajo voltaje”.

• En modo manual, todos los reguladores serán desconectados, y deben

mostrar la indicación “Regulador Fuera de Servicio” • Debe existir un único comando de “subir TAPS” o “bajar TAPS” para

todo el sistema. Para lograr la ejecución de dichos comandos sobre uno o más transformadores, se debe hacer la selección de los mismos por medio de un “selector de transformador”. El mismo permite seleccionar uno o varios transformadores a la vez.

• En modo manual, si se tendrá la opción de operar los transformadores

que estén fuera de línea, siempre y cuando la jerarquía de control así lo permita.

7.1.7. SINCRONIZACIÓN

7.1.7.1. Introducción El presente documento resume las generalidades y conceptos básicos necesarios para implementar un sistema de control de verificación de sincronismo en subestaciones. El mismo debe ser implementado únicamente donde el sistema eléctrico nacional así lo requiera. Como detalle importante, el sistema de verificación de sincronismo descrito en el presente documento, está basado en un SISTEMA DISTRIBUIDO, es decir, cada


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módulo contará con su propia función de sincronización, así como sus propios parámetros de ajuste. La verificación de sincronismo, será implementada como una función complementaria de las unidades de bahía, o equipos de protección, dependiendo de la configuración de la barra de subestación, tal y como será descrito más adelante.

7.1.7.2. Descripción general del sistema de verificación de sincronismo

Para poder interconectar dos sistemas con generación propia, se requiere verificar que en el momento de cerrar el disyuntor de interconexión, se cumplen todas las condiciones de amplitud, frecuencia y fase de los voltajes a conectar. Dicha operación, es efectuada por la función 25 Verificación de Sincronismo. El sistema de verificación de sincronismo debe cumplir con la jerarquía de mando de cada módulo, de forma tal que pueda arrancar desde cualquiera de los niveles jerárquicos activos. Para poder efectuar su operación, el sistema de verificación de sincronismo debe de efectuar la supervisión y evaluación de las siguientes condiciones tanto en modo manual como en modo automático:

a) la posición abierta de los disyuntores de potencia b) la posición cerrada de seccionadoras (de acuerdo al esquema de barras) c) condición cerrado, de los térmicos de los diferentes potenciales

involucrados d) márgenes de amplitud, frecuencia, fase de los sistemas a interconectar

según lo solicite el Centro de Control. Es importante destacar, que la función de verificación de sincronismo opera únicamente a partir del nivel 1, por lo cual, el sistema de control no debe permitir ejecutar la operación de cierre de disyuntor a nivel 0.


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figura 33 Jerarquía de Mando para Verificación de Sincronismo

7.1.7.3. Componentes del sistema de verificación de sincronismo

7.1.7.3.1. Función de Verificación de Sincronismo: Es el elemento encargado de ejecutar la comparación de las distintas variables analógicas de los dos sistemas que se quieren acoplar. A su vez, debe generar el permiso de cierre, cuando dichas variables se encuentre dentro de los márgenes superior e inferior determinados, y tomar en cuenta el tiempo de retardo de operación de cierre del disyuntor.

Función 25

Caja de Voltaje Barra

Caja de Voltaje Línea

Modulo a Cerrar

Estación Operación

Unidad Central

Voltaje de barra

Posición Termomagnetico cerrado

Voltaje de Línea

Posición Termomagnético Cerrado

Modulo Listo

Cierre de módulo

Nivel 0

Nivel1

Nivel 2

Nivel 3

Arranque sinc.

No listo

Unidadde

control de

bahía Arranque sinc.

No listo

CENCE

Señales Alambradas Señales Internas o Alambradas Señales por Comunicación en Red


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A su vez, debe generar también la señal de bloqueo por cierre manual, para la función de recierre de las respectivas protecciones.

7.1.7.3.2. Transformadores de Potencial: Son los elementos de instrumentación encargados de transformar los voltaje de barra o línea de alta tensión, a señales secundarias de baja tensión, las cuales pueden ser utilizadas por la función de sincronismo.

7.1.7.3.3. Termomagnético de Voltaje de línea: Es la protección de los transformadores de potencial de línea ante un eventual cortocircuito en el lazo de voltaje del sistema de sincronización. Ante la caída del termomagnético, este debe generar una alarma para bloquear la orden de cierre del disyuntor y detener la función de verificación de sincronismo.

7.1.7.3.4. Termomagnético de Voltaje de barra: Es la protección de los transformadores de potencial de barra ante un eventual cortocircuito en el lazo de voltaje del sistema de sincronización. Ante la caída del termomagnético, este debe generar una alarma para bloquear la orden de cierre del disyuntor y detener la función de verificación de sincronismo.

7.1.7.3.5. Variables de indicación de estado del Verificador de Sincronismo

Se debe desplegar al operador una indicación por cada una de las condiciones de amplitud, frecuencia y ángulo de desfase, cuando alguna de las variables anteriores se encuentre fuera del rango de operación necesario para el cierre. Estas indicaciones deben ser desplegadas en un menú independiente a partir del nivel 1.

7.1.7.4. Modo de Operación

Al conectar dos sistemas de generación independiente, se pueden presentar las siguientes alternativas para líneas y barras:

a) Barra Energizada / Línea Desenergizada b) Barra Desenergizada / Línea Energizada c) Barra Desenergizada / Línea Desenergizada. d) Barra Energizada / Línea Energizada


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La última de estas alternativas, además de verificar las condiciones binarias necesarias para el arranque de la función, debe contemplar el acople de voltaje de ambos sistemas dentro de un lapso de tiempo determinado. A continuación se explica el modo de operación para la condición Barra Energizada / Línea Energizada Al ejecutar una orden de cierre en cualquiera de los niveles 1 o superiores, la unidad de control de bahía, debe generar una señal de arranque a la función de verificación de sincronismo. El elemento de control o protección que contenga incluida dicha función de verificación de sincronismo, sería el encargado de generar el comando de cierre una vez verificados tanto los respectivos parámetros analógicos, como las condiciones previas necesarias para el arranque de la función (indicaciones del módulo, y la posición de los respectivos termomagnéticos). En caso de que las condiciones necesarias para que la función de verificación de sincronismo no se cumpla en un tiempo determinado (mínimo de 20 segundos, con opción de aumentarlo de acuerdo a la línea), el modo automático debe estar en capacidad de generar una señal de alarma indicando “falla de cierre sincronizado”. Adicionalmente, se debe restablecer la función a la espera de una nueva señal de arranque que reinicie el ciclo de verificación de sincronismo.

7.1.7.5. Implementación de la función de verificación de sincronismo, según el esquema de barra

7.1.7.5.1. Barra simple con barra de transferencia

Para esquemas de barra simple con barra de transferencia, se debe contemplar lo siguiente:

• Para módulos de línea de transmisión, la función de verificación de sincronismo debe estar implementada en las protecciones de la línea.

• Para el módulo de enlace de barras la función debe ir implementada en la bahía, dado que dicho módulo no cuenta con una protección asociada en forma exclusiva.


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• La función de verificación de sincronismo, para el esquema de barra simple

con barra de transferencia, debe operar según el siguiente diagrama de conexión.

figura 34 Diagrama de Conexión Sistema de Sincronización para esquema de barra doble con Reserva

• La implementación de la función de verificación de sincronismo para el esquema de barra simple con barra de transferencia, debe obedecer a los siguientes diagramas lógicos.


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figura 35 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para barra simple con barra de transferencia (disyuntor

principal)


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figura 36 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para barra

simple con barra de transferencia (disyuntor reserva)


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7.1.7.5.2. Esquema de barra de disyuntor y medio Para el esquema de barras de disyuntor y medio, se debe tomar en cuenta lo siguiente

• La función de sincronización debe ir incorporada en las unidades de bahía debido a que en un mismo diámetro, se pueden presentar diferentes combinaciones para la sincronización, las cuales deben ser manejadas por medio de lógica combinacional en las bahías.

• De acuerdo al siguiente diagrama

figura 37 Diagrama simplificado de disyuntor y medio


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Para los disyuntores adyacentes a la barra (ej el de barra A) existen 3 diferentes posibilidades de operación, que deben ser permitidas por el sistema de verificación de sincronismo. Dichas posibilidades serían:

a) Barra A- Módulo 1 b) Barra A- Módulo 2 c) Barra A - Barra B

Para el disyuntor central, existen 4 diferentes posibilidades de operación que deben ser permitidas por el sistema de verificación de sincronismo. Dichas posibilidades serían:

a) Módulo 1- Barra B b) Módulo 2- Barra A c) Módulo 1 - Módulo 2 d) Barra A - Barra B

• Debido a estas posibilidades, es indispensable y obligatorio la comunicación

entre bahías de un mismo diámetro. NO SE ACEPTA ALAMBRADO DE SEÑALES DE POSICIÓN ENTRE BAHIAS DE UN MISMO DIAMETRO, PARA EL SISTEMA DE VERIFICACION DE SINCRONISMO.

• Para el cierre de alguno de los disyuntores adyacentes a la barra, se debe tomar en cuenta el siguiente diagrama de funcionamiento.


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figura 38 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para Barra disyuntor y medio (disyuntor adyacente)


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• Para el cierre del disyuntor medio, se debe tomar en cuenta el siguiente diagrama de funcionamiento.

figura 39 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para Barra

disyuntor y medio (disyuntor medio)


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• La conexión de los lazos de corriente debe hacerse de acuerdo a los siguientes diagramas

figura 40 Conexión de los lazos de corriente para el cierre del disyuntor de

módulo 52L


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figura 41 Conexión de los lazos de corriente para el cierre del disyuntor central

52M

8. CONTROL DE LOS REGISTROS DEL SISTEMA Los registros generados en el presente procedimiento se incluyen en los formularios: • Formulario 1. • Formulario 2 • Registro 1 • Registro 2


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9. CONTROL DE CAMBIOS (obligatorio a partir de la 2ª versión) Los siguientes son los cambios realizados al presente procedimiento respecto a la versión anterior:

APARTADO DESCRIPCIÓN DEL CAMBIO

10. CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN Este documento fue elaborado / modificado por el personal de las siguientes áreas y procesos

ELABORÓ

DEPENDENCIA

FECHA

Ing Jeffrey Cordero Leitón

Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing Richard Montero Sibaja Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Tec Carlos Umaña Fernández Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Tec Ezequiel Delgado Ezquivel Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing David Chavarría Zamora Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Tec Fabricio Chinchilla González Área Protección y Medición Chorotega Proceso Explotación Chorotega. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Tec Martín Galera Lippi Área Protección y Medición Chorotega Proceso Explotación Chorotega. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Tec Maikel Rojas Cortés Área Protección y Medición Chorotega Proceso Explotación Chorotega. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing Cristian Gómez Pereira Área Protección y Medición Huetar Brunca Proceso Explotación Huetar Brunca. UEN Transporte Electricidad

01/08/10


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Tec Ignacio Villalobos González Área Protección y Medición Huetar Brunca Proceso Explotación Huetar Brunca. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing Alvaro Garita Herrera Ingeniería de Control y Automatización UEN Proyectos y Servicios Asociados

01/08/10

Ing Juan Carlos Jiménez Valverde

Ingeniería de Control y Automatización UEN Proyectos y Servicios Asociados

01/08/10

Ing Pablo Quirós Rojas Proceso Aseguramiento de la Calidad UEN Transporte de Electricidad

01/08/10

REVISÓ

DEPENDENCIA

FECHA

Ing. Armando Muñoz Gomez Proceso Explotación Central UEN Transporte de Electricidad

01/08/10

Ing. Tomás Gutierrez Ramírez Proceso Explotación Chorotega UEN Transporte de Electricidad

01/08/10

Ing. Eduardo Pochet Calvo Proceso Explotación Huetar Brunca UEN Transporte de Electricidad

01/08/10

Ing. Amado Rodríguez Castrillo

Área Protección y Medición Chorotega Proceso Explotación Chorotega. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Bach. Rolando Alvarez Mejias Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Tec. Carlos Jimenez Ureña Área Protección y Medición Chorotega Proceso Explotación Chorotega. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Tec. Andrés Delgado Jiménez

Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing. Gilberto Morales Villalobos

Area Control Subestaciones Proceso Fibra Optica y Comunicaciones UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing. Vladimir Cháves Garro

Area Control Subestaciones Proceso Fibra Optica y Comunicaciones UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing. Oscar Campos Gonzalez Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Explotación Central. UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing. Ander Romero Rojas Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Explotación Chorotega UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing. Melvin Monge Sandí Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Explotación Huetar Brunca UEN Transporte Electricidad

01/08/10


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Ing. Juan Carlos Mena Vargas

Área Operación de Subestaciones Proceso Explotación Central UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing. Jorge Salazar Mora

Área Operación de Subestaciones Proceso Explotación Huetar Brunca UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing. Robin Rojas Alvarez

Área Operación de Subestaciones Proceso Explotación Chorotega UEN Transporte Electricidad

01/08/10

Ing. Adalberto Sanchez Tercero

Ingeniería de Control y Automatización UEN Proyectos y Servicios Asociados

01/08/10

Ing. Jorge Sancho Chavez

Proceso Planeamiento y Despacho de Energía UEN CENCE

01/08/10

Ing. Rolando Rios Castellanos

Proceso Aseguramiento de la Calidad UEN Transporte

01/08/10

Ing. Alejandro Mata Castro

Proceso Fibra Optica y Comunicaciones UEN Transporte Electricidad

01/08/10

APROBÓ

FIRMA

FECHA

Ing Edwin Bogantes Villegas

01/08/10


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11. ANEXOS

NORMALIZACION REGLETAS DE CONTROL V1 2010

BORNE TIPO DESCRIPCIÓNALIMENTACIÓN DE FUENTES

015 (+125 VCD) Alimentación auxiliar.016 (-125 VCD) Alimentación auxiliar.

ENTRADAS ANALÓGICAS101 EA Corriente de línea, fase R (entrada)102 EA Corriente de línea, fase S (entrada)103 EA Corriente de línea, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)105 SA Corriente fase R (salida o estrella)106 SA Corriente fase S (salida o estrella)107 SA Corriente fase T (salida o estrella)108 SA Corriente neutro (salida o estrella)109 EA Voltaje de línea, fase R110 EA Voltaje de línea, fase S111 EA Voltaje de línea, fase T112 EA Voltaje neutro de la línea113 EA Voltaje de referencia114 EA Voltaje de referencia115 EA Voltaje de barra, fase R116 EA Voltaje de barra, fase S117 EA Voltaje de barra, fase T118 EA Voltaje neutro de la barra

MANDOS

217 (+125 VCD) Alimentación de mandos.218 (-125 VCD) Alimentación de mandos.219 SD Apertura de la seccionadora de barra: 89L-2.220 SD Apertura del interruptor: 52L.221 SD Apertura de la seccionadora de línea: 89L-3.222 SD Apertura de la seccionadora de derivación: 89L-1.223 SD Cierre de la seccionadora de barra: 89L-2.224 SD Cierre del interruptor: 52L.225 SD Cierre de la seccionadora de línea: 89L-3.226 SD Cierre de la seccionadora de derivación: 89L-1.254 PP Positivo (+) de disparo: P1.255 SD Bloqueo del recierre por cierre manual: P1.256 SD Bloqueo del recierre: P1.257 SD Habilitar el recierre: P1.258 PC Positivo (+) de disparo: P2.259 SD Bloqueo del recierre por cierre manual P2.260 SD Bloqueo del recierre: P2.261 SD Habilitar el recierre: P2.263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma280 SD Disponible281 SD Disponible282 SD Disponible

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LÍNEA TRANSMISIÓN

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LÍNEA TRANSMISIÓN

INDICACIONES331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de barra 89L-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52L.336 ED Posición de abierto: seccionadora de línea 89L-3.337 ED Posición de abierto: seccionadora de derivación 89L-1.338 ED Posición de abierto: seccionadora puesta a tierra 89L-4.339 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra 89L-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52L.341 ED Posición de cerrado: seccionadora de línea 89L-3.342 ED Posición de cerrado: seccionadora de derivación 89L-1.343 ED Posición de cerrado: seccionadora puesta a tierra 89L-4.344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.346 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: remota.347 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: local.348349350351380 ED Disponible381 ED Disponible382 ED Disponible

ALARMAS427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.402 ED Disparo del térmico de CA ó CD, en el módulo.403 ED Disparo del térmico de potencial de línea.405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.409 ED Disparo por discrepancia de fases.420 ED Operación del Recierre.421 ED Recierre Bloqueado.433 ED Disparo de la protección: P1 o P2.434 ED Disparo de la protección: 50BF.435 ED Falla de medición: P1 o P2.440 ED Falla de fuente: P1 o P2.442 ED Arranque general de la proteccion: P1 o P2.443 ED Falla en canal de disparo: P1.444 ED Falla en canal de disparo: P2.457 ED Falla en la teleprotección (comunicación): P1 o P2.470471480 ED Disponible481 ED Disponible482 ED Disponible

SALIDA PERMISOS Y#C

517518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52L.506 SD Enclavamiento de la seccionadora derivación: 89L-1508 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89L-2.510 SD Enclavamiento de la seccionadora de línea: 89L-3.512 SD Enclavamiento de seccionadora de puesta a tierra: 89L-4.

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LÍNEA TRANSMISIÓN

513 Bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )514 Bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )515 bus no medias carreras de derivaciones ( no aplica para IEC61850 )516 bus no medias carreras de derivaciones ( no aplica para IEC61850 )

ENTRADA PERMISOS Y#C528 (-125 VCD) Alimentacion de reserva519 ED Bus interruptor 52B abierto ( no aplica para IEC61850 )520 ED Bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )

NOTA: NOMENCLATURA DEL PRIMER DÍGITO:

0 ALIMENTACIÓN DE FUENTES.1 ENTRADAS ANALÓGICAS.2 MANDOS.3 INDICACIÓN DE POSICIÓN.4 ALARMAS.5 ENCLAVAMIENTOS.

LAS SEÑALES DE MANDO UTILIZAN UN POSITIVO COMÚN.LOS ENCLAVAMIENTOS SON CONTACTOS LIBRES DE POTENCIAL.

SD

SD

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓN REGLETA Y#PALIMENTACIÓN DE FUENTES


ENTRADAS ANALÓGICAS REGLETA Y#P101 EA Corriente de línea, fase R (entrada)102 EA Corriente de línea, fase S (entrada)103 EA Corriente de línea, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)105 SA Corriente fase R (salida o estrella)106 SA Corriente fase S (salida o estrella)107 SA Corriente fase T (salida o estrella)108 SA Corriente neutro (salida o estrella)109 EA Voltaje de línea, fase R110 EA Voltaje de línea, fase S111 EA Voltaje de línea, fase T112 EA Voltaje neutro de la línea113 EA Voltaje de referencia (SI APLICA)114 EA Voltaje de referencia (SI APLICA)115 EA Voltaje de barra, fase R (SI APLICA)116 EA Voltaje de barra, fase S (SI APLICA)117 EA Voltaje de barra, fase T (SI APLICA)118 EA Voltaje neutro de la barra (SI APLICA)119120

SALIDAS DIGITALES Y#P217 (+125 VCD) Alimentación Disparos del módulo218 (-125 VCD) Alimentación Disparos del módulo219 Disparo del interruptor223 (+125 VCD) Alimentación de recierre (ctrl)224 Orden de recierre del interruptor227 (+125 VCD) Alimentación Disparos interrup. Reserva229 Disparo del interruptor de reserva230 (+125 VCD) Alimentación Disparos interrup. enlace de barras231 Disparo del interruptor de enlace de barras361 Bloqueo de supervición del canal de disparo

MANDOS REGLETA Y#C

217 (+125 VCD) Alimentación de mandos.218 (-125 VCD) Alimentación de mandos.219 SD Apertura de la seccionadora de barra: 89L-2.220 SD Apertura del interruptor: 52L.221 SD Apertura de la seccionadora de línea: 89L-3.222 SD Apertura de la seccionadora de derivación: 89L-1.223 SD Cierre de la seccionadora de barra: 89L-2.224 SD Cierre del interruptor: 52L.225 SD Cierre de la seccionadora de línea: 89L-3.226 SD Cierre de la seccionadora de derivación: 89L-1.263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma280 SD Disponible281 SD Disponible

INDICACIONES REGLETA Y#C331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de barra 89L-2.

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL:/PROTECCION LÍNEA DISTRIBUCIÓN

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NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL:/PROTECCION LÍNEA DISTRIBUCIÓN335 ED Posición de abierto: interruptor 52L.336 ED Posición de abierto: seccionadora de línea 89L-3.337 ED Posición de abierto: seccionadora de derivación 89L-1.338 ED Posición de abierto: seccionadora puesta a tierra 89L-4.339 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra 89L-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52L.341 ED Posición de cerrado: seccionadora de línea 89L-3.342 ED Posición de cerrado: seccionadora de derivación 89L-1.343 ED Posición de cerrado: seccionadora puesta a tierra 89L-4.344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.346 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: remota.347 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: local.380 ED Disponible381 ED Disponible

ALARMAS REGLETA Y#C427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.402 ED Disparo del térmico de CA ó CD, en el módulo.403 ED Disparo del térmico de potencial de línea.405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.480 ED Disponible481 ED Disponible

SALIDAS PERMISOS Y#C

518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52L.506 SD Enclavamiento de la seccionadora derivación: 89L-1.508 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89L-2.510 SD Enclavamiento de la seccionadora de línea: 89L-3.512 SD Enclavamiento de seccionadora de puesta a tierra: 89L-4.

513 Bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )514 Bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )515 Bus de no medias carreras derivaciones ( no aplica para IEC61850 )516 Bus de no medias carreras derivaciones ( no aplica para IEC61850 )

ENTRADA PERMISOS Y#C528 (-125 VCD) Alimentación de reserva519 ED Bus interruptor 52B abierto ( no aplica para IEC61850 )520 ED Bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )




SD

SD

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ENTRADAS ANALÓGICAS101 EA Corriente de línea, fase R (entrada)102 EA Corriente de línea, fase S (entrada)103 EA Corriente de línea, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)105 SA Corriente fase R (salida o estrella)106 SA Corriente fase S (salida o estrella)107 SA Corriente fase T (salida o estrella)108 SA Corriente neutro (salida o estrella)109 EA Voltaje de línea, fase R110 EA Voltaje de línea, fase S111 EA Voltaje de línea, fase T112 EA Voltaje neutro de la línea113 EA Voltaje de referencia (SI APLICA)114 EA Voltaje de referencia (SI APLICA)115 EA Voltaje de barra, fase R (SI APLICA)116 EA Voltaje de barra, fase S (SI APLICA)117 EA Voltaje de barra, fase T (SI APLICA)118 EA Voltaje neutro de la barra (SI APLICA)119120

MANDOS

217 (+125 VCD) Alimentación de mandos.218 (-125 VCD) Alimentación de mandos.219 SD Apertura de la seccionadora de barra: 89L-2.220 SD Apertura del interruptor: 52L.221 SD Apertura de la seccionadora de línea: 89L-3.222 SD Apertura de la seccionadora de derivación: 89L-1.223 SD Cierre de la seccionadora de barra: 89L-2.224 SD Cierre del interruptor: 52L.225 SD Cierre de la seccionadora de línea: 89L-3.226 SD Cierre de la seccionadora de derivación: 89L-1.254 PP Positivo (+) de disparo.255 SD Bloqueo del recierre por cierre manual: 67.256 SD Bloqueo del recierre: 67.257 SD Habilitar el recierre: 67.263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma280 SD Disponible281 SD Disponible282 SD Disponible

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LÍNEA DISTRIBUCIÓN

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LÍNEA DISTRIBUCIÓN

INDICACIONES331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de barra 89L-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52L.336 ED Posición de abierto: seccionadora de línea 89L-3.337 ED Posición de abierto: seccionadora de derivación 89L-1.338 ED Posición de abierto: seccionadora puesta a tierra 89L-4.339 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra 89L-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52L.341 ED Posición de cerrado: seccionadora de línea 89L-3.342 ED Posición de cerrado: seccionadora de derivación 89L-1.343 ED Posición de cerrado: seccionadora puesta a tierra 89L-4.344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.346 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: remota.347 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: local.348 ED Permiso de apertura de secc. derivacion. (Si se usa enclavamiento programado)349 ED Permiso de cierre de secc. derivación. (Si se usa enclavamiento programado).350351380 ED Disponible381 ED Disponible382 ED Disponible

ALARMAS427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.402 ED Disparo del térmico de CA ó CD, en el módulo.403 ED Disparo del térmico de potencial de línea.405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.409 ED Disparo por discrepancia de fases.420 ED Operación del Recierre.421 ED Recierre Bloqueado.433 ED Disparo de la protección: 67.435 ED Falla de medición: 67.440 ED Falla de fuente: 67.441 ED 442 ED 480 ED Disponible481 ED Disponible482 ED Disponible


518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52L.506 SD Enclavamiento de la seccionadora derivación: 89L-1.508 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89L-2.510 SD Enclavamiento de la seccionadora de línea: 89L-3.512 SD Enclavamiento de seccionadora de puesta a tierra: 89L-4.


SD

SD

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LÍNEA DISTRIBUCIÓN

SALIDAS PERMISOS Y#C528 (-125 VCD) Alimentación de reserva519 ED Bus interruptor 52B abierto ( no aplica para IEC61850 )520 ED bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )




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ENTRADAS ANALÓGICAS REGLETA Y#P101 EA Corriente de trafo, fase R (entrada)102 EA Corriente de trafo, fase S (entrada)103 EA Corriente de trafo, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)105 SA Corriente fase R (salida o estrella)106 SA Corriente fase S (salida o estrella)107 SA Corriente fase T (salida o estrella)108 SA Corriente neutro (salida o estrella)109 EA Voltaje de barra, fase R 110 EA Voltaje de barra, fase S111 EA Voltaje de barra, fase T112 EA Voltaje neutro de la barra

SALIDAS DIGITALES LADO ALTA Y#P225 (+125 VCD) Alimentación disparo 50BF(desde 87B o 50BF)226 SD Disparo 50BF hacia diferencial de barras o arranque 50 BF externo217 (+125 VCD) Alimentación disparo del módulo218 (- 125 VCD) Alimentación disparo del módulo219 SD Disparo del interruptor227 (+125 VCD) Alimentación disparo reserva229 SD Disparo del interruptor reserva

ENTRADAS BINARIAS325 ED (-125v) -Disparo326 ED Arranque de la 50BF361 ED Bloqueo de supervición del canal de Disparo.

SALIDAS DIGITALES LADO BAJA Y#P217 (+125 VCD) Alimentación disparo del módulo218 (- 125 VCD) Alimentación disparo del módulo219 SD Disparo del interruptor227 (+125 VCD) Alimentación disparo reserva229 SD Disparo del interruptor reserva

MANDOS REGLETA Y#C

217 (+125 VCD) Alimentación de mandos.218 (-125 VCD) Alimentación de mandos.220 SD Apertura del interruptor: 52T.222 SD Apertura de la seccionadora de derivación: 89T-1.224 SD Cierre del interruptor: 52T.226 SD Cierre de la seccionadora de derivación: 89T-1.263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma

INDICACIONES

331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de barra 89T-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52T.336 ED Posición de abierto: seccionadora de trafo 89T-3.337 ED Posición de abierto: seccionadora de derivación 89T-1.339 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra 89T-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52T.341 ED Posición de cerrado: seccionadora de trafo 89T-3.

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL (con proteccion): LADO DE ALTA DEL TRAFO

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL (con proteccion): LADO DE ALTA DEL TRAFO

342 ED Posición de cerrado: seccionadora de derivación 89T-1.344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.346 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: remota.347 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: local.

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL (con proteccion): LADO DE ALTA DEL TRAFO

ALARMAS427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.403 ED Disparo del térmico de CA ó CD, en el módulo.404 ED Disparo del térmico de CA ó CD en el gabinete o en el cambiador.405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.( Se puede hacer por software )408 ED Prevención por alta temperatura aceite.409 ED Prevención por alta temperatura en los devanados.410 ED Nivel de aceite: alto o bajo.Transformador411 ED Prevención por relé Buchholz.412 ED Disparo por protecciones propias.413 ED Falla alimentación abanicos414 ED Nivel de aceite: alto o bajo.Cambiador415 ED Falla motor cambiador417 ED Falla en el paralelismo.418 ED Cambio incompleto de derivaciones.419 ED Bloqueo cierre por 86 ( viene de la 87T )433 ED Disparo de la protección diferencial: 87T. ( Si no esta comunicado el rele)435 ED Falla de la medición de 87T ( Si no esta comunicado el rele)436 ED Disparo por 50BF ( Si no esta comunicado el rele)

SALIDAS PERMISOS

518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52T.506 SD Enclavamiento de la seccionadora derivación: 89T-1.508 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89T-2.510 SD Enclavamiento de la seccionadora de línea: 89T-3.513 Bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )514 Bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )515 Bus de no medias carreras derivaciones ( no aplica para IEC61850 )516 Bus de no medias carreras derivaciones ( no aplica para IEC61850 )

ENTRADAS PERMISOS 528 (-125 VCD) Alimentación de reserva519 ED Bus interruptor 52B abierto ( no aplica para IEC61850 )520 ED bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )

NOTA: NOMENCLATURA DEL PRIMER DÍGITO:0 ALIMENTACIÓN DE FUENTES.1 ENTRADAS ANALÓGICAS.2 MANDOS Y DISPAROS3 INDICACIÓNES DE CONTROL Y PROTECCION4 ALARMAS.5 ENCLAVAMIENTOS.


SD

SD

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ENTRADAS ANALÓGICAS101 EA Corriente de trafo, fase R (entrada)102 EA Corriente de trafo, fase S (entrada)103 EA Corriente de trafo, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)105 SA Corriente fase R (salida o estrella)106 SA Corriente fase S (salida o estrella)107 SA Corriente fase T (salida o estrella)108 SA Corriente neutro (salida o estrella)109 EA Voltaje de barra, fase R 110 EA Voltaje de barra, fase S111 EA Voltaje de barra, fase T112 EA Voltaje neutro de la barra121122

MANDOS

217 (+125 VCD) Alimentación de mandos.218 (-125 VCD) Alimentación de mandos.219 SD Apertura de la seccionadora de barra: 89T-2.220 SD Apertura del interruptor: 52T.221 SD Apertura de la seccionadora de trafo: 89T-3.222 SD Apertura de la seccionadora de derivación: 89T-1.223 SD Cierre de la seccionadora de barra: 89T-2.224 SD Cierre del interruptor: 52T.225 SD Cierre de la seccionadora de línea: 89T-3.226 SD Cierre de la seccionadora de derivación: 89T-1.263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma280 SD Disponible281 SD Disponible282 SD Disponible

INDICACIONES

331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de barra 89T-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52T.336 ED Posición de abierto: seccionadora de trafo 89T-3.337 ED Posición de abierto: seccionadora de derivación 89T-1.339 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra 89T-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52T.341 ED Posición de cerrado: seccionadora de trafo 89T-3.342 ED Posición de cerrado: seccionadora de derivación 89T-1.344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.346 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: remota.347 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: local.350351380 ED Disponible381 ED Disponible382 ED Disponible

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LADO DE ALTA DEL TRAFO

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LADO DE ALTA DEL TRAFO

ALARMAS427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.403 ED Disparo del térmico de CA ó CD, en el módulo.404 ED Disparo del térmico de CA ó CD en el gabinete o en el cambiador.405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.408 ED Prevención por alta temperatura aceite.409 ED Prevención por alta temperatura en los devanados.410 ED Nivel de aceite: alto o bajo transformador411 ED Prevención por relé Buchholz.412 ED Disparo por protecciones propias.413 ED Falla alimentación abanicos414 ED Nivel de aceite: alto o bajo.Cambiador415 ED Falla motor cambiador417 ED Falla en el paralelismo.418 ED Cambio incompleto de derivaciones.419 ED Bloqueo cierre por 86 ( viene de la 87T )433 ED Disparo de la protección diferencial: 87T.434 ED Disparo de la protección: 50BF o 51T.435 ED Falla de la medición de 87T o 51T.436 ED Disparo por 50BF440 ED Falla de fuente: 87T o 51T.443 ED Falla en canal de disparo.444445446480 ED Disponible481 ED Disponible482 ED Disponible


518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52T.506 SD Enclavamiento de la seccionadora derivación: 89T-1.508 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89T-2.510 SD Enclavamiento de la seccionadora de línea: 89T-3.


ENTRADA PERMISOS Y#C528 (-125 VCD) Alimentación de reserva519 ED Bus interruptor 52B abierto ( no aplica para IEC61850 )520 ED bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )

NOTA: NOMENCLATURA DEL PRIMER DÍGITO:0 ALIMENTACIÓN DE FUENTES.1 ENTRADAS ANALÓGICAS.2 MANDOS.3 INDICACIÓN DE POSICIÓN.4 ALARMAS.5 ENCLAVAMIENTOS.

SD

SD

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LADO DE ALTA DEL TRAFO


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ENTRADAS ANALÓGICAS REGLETA Y#P101 EA Corriente de trafo, fase R (entrada)102 EA Corriente de trafo, fase S (entrada)103 EA Corriente de trafo, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)105 SA Corriente fase R (salida o estrella)106 SA Corriente fase S (salida o estrella)107 SA Corriente fase T (salida o estrella)108 SA Corriente neutro (salida o estrella)109 EA Voltaje de barra, fase R 110 EA Voltaje de barra, fase S111 EA Voltaje de barra, fase T112 EA Voltaje neutro de la barra

SALIDAS DIGITALES Y#P217 (+125 VCD) Alimentación disparo del módulo218 (- 125 VCD) Alimentación disparo del módulo219 SD Disparo del interruptor227 (+125 VCD) Alimentación disparo reserva229 SD Disparo del interruptor reserva

ENTRADAS BINARIAS361 ED Bloqueo de supervición del canal de Disparo.

MANDOS REGLETA Y#C

217 (+125 VCD) Alimentación de mandos.218 (-125 VCD) Alimentación de mandos.220 SD Apertura del interruptor: 52T.222 SD Apertura de la seccionadora de derivación: 89T-1.224 SD Cierre del interruptor: 52T.226 SD Cierre de la seccionadora de derivación: 89T-1.263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma

INDICACIONES

331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de barra 89T-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52T.336 ED Posición de abierto: seccionadora de trafo 89T-3.337 ED Posición de abierto: seccionadora de derivación 89T-1.339 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra 89T-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52T.341 ED Posición de cerrado: seccionadora de trafo 89T-3.342 ED Posición de cerrado: seccionadora de derivación 89T-1.344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.346 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: remota.347 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: local.

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL (con proteccion): LADO DE BAJA DEL TRAFO

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL (con proteccion): LADO DE BAJA DEL TRAFO

ALARMAS427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.403 ED Disparo del térmico CA ó CD, en el módulo.405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.( Se puede hacer por software )

SALIDAS PERMISOS

518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52T.506 SD Enclavamiento de la seccionadora derivación: 89T-1.508 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89T-2.510 SD Enclavamiento de la seccionadora de línea: 89T-3.513 Bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )514 Bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )515 Bus de no medias carreras derivaciones ( no aplica para IEC61850 )516 Bus de no medias carreras derivaciones ( no aplica para IEC61850 )

ENTRADAS PERMISOS 528 (-125 VCD) Alimentación de reserva519 ED Bus interruptor 52B abierto ( no aplica para IEC61850 )520 ED bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )

NOTA: NOMENCLATURA DEL PRIMER DÍGITO:0 ALIMENTACIÓN DE FUENTES.1 ENTRADAS ANALÓGICAS.2 MANDOS Y DISPAROS3 INDICACIÓNES DE CONTROL Y PROTECCION4 ALARMAS.5 ENCLAVAMIENTOS.


SD

SD

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ENTRADAS ANALÓGICAS101 EA Corriente de trafo, fase R (entrada)102 EA Corriente de trafo, fase S (entrada)103 EA Corriente de trafo, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)105 SA Corriente fase R (salida o estrella)106 SA Corriente fase S (salida o estrella)107 SA Corriente fase T (salida o estrella)108 SA Corriente neutro (salida o estrella)109 EA Voltaje de barra, fase R110 EA Voltaje de barra, fase S111 EA Voltaje de barra, fase T112 EA Voltaje neutro de la barra121122

MANDOS

217 (+125 VCD) Alimentación de mandos.218 (-125 VCD) Alimentación de mandos.219 SD Apertura de la seccionadora de barra: 89T-2.220 SD Apertura del interruptor: 52T.221 SD Apertura de la seccionadora de trafo: 89T-3.222 SD Apertura de la seccionadora de derivación: 89T-1.223 SD Cierre de la seccionadora de barra: 89T-2.224 SD Cierre del interruptor: 52T.225 SD Cierre de la seccionadora de línea: 89T-3.226 SD Cierre de la seccionadora de derivación: 89T-1.263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma280 SD Disponible281 SD Disponible282 SD Disponible

INDICACIONES

331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de barra 89T-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52T.336 ED Posición de abierto: seccionadora de trafo 89T-3.337 ED Posición de abierto: seccionadora de derivación 89T-1.339 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra 89T-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52T.341 ED Posición de cerrado: seccionadora de trafo 89T-3.342 ED Posición de cerrado: seccionadora de derivación 89T-1.344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.346 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: remota.347 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: local.348 ED Permiso de apertura de secc. derivacion. (Si se usa enclavamiento programado)349 ED Permiso de cierre de secc. derivación. (Si se usa enclavamiento programado).350351380 ED Disponible381 ED Disponible

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LADO DE BAJA DEL TRAFO

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LADO DE BAJA DEL TRAFO

382 ED Disponible

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: LADO DE BAJA DEL TRAFO

ALARMAS427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.403 ED Disparo del térmico CA ó CD, en el módulo.405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.434 ED Disparo de protección 51T (lado baja).435 ED Falla de la medición de 51T (lado de baja).440 ED Falla de fuente: 51T (lado de baja).443 ED Falla en canal de disparo.444445480 ED Disponible481 ED Disponible482 ED Disponible


518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52T.506 SD Enclavamiento de la seccionadora derivación: 89T-1.508 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89T-2.510 SD Enclavamiento de la seccionadora de línea: 89T-3.


ENTRADA PERMISOS Y#C528 (-125 VCD) Alimentación de reserva519 ED Bus interruptor 52B abierto ( no aplica para IEC61850 )520 ED bus derivaciones abiertas ( no aplica para IEC61850 )



SD

SD

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ENTRADAS ANALÓGICAS101 EA Corriente de módulo, fase R (entrada)102 EA Corriente de módulo, fase S (entrada)103 EA Corriente de módulo, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)105 SA Corriente de módulo, fase R (salida)106 SA Corriente de módulo, fase S (salida)107 SA Corriente de módulo, fase T (salida)108 SA Corriente del neutro (salida)109 EA Voltaje de barra, fase R.110 EA Voltaje de barra, fase S.111 EA Voltaje de barra, fase T.112 EA Voltaje del neutro.115116

MANDOS

217 (+ 125 VCD) Alimentación de mandos.218 (- 125 VCD) Alimentación de mandos.220 SD Apertura del interruptor: 52B.224 SD Cierre del interruptor: 52B.( Lineas de Transmision )226 SD Cierre del interruptor: 52B.( Transformadores )263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma280 SD Disponible281 SD Disponible282 SD Disponible

INDICACIONES

331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de barra principal 89B-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52B.336 ED Posición de abierto: seccionadora de barra auxiliar 89B-3.339 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra principal 89B-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52B.341 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra auxiliar 89B-3.344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.348380 ED Disponible381 ED Disponible382 ED Disponible

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: SECCIÓN DE RESERVA 138/230kV

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: SECCIÓN DE RESERVA 138/230kV

ALARMAS427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.403 ED Disparo del térmico CA ó CD, en el módulo.404 ED Disparo del térmico de potencial de barra.405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.444445480 ED Disponible481 ED Disponible482 ED Disponible

SALIDAS PERMISOS

517 (+125 VCD) Alimentación de enclavamientos.518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52B.508 SD Enclavamiento seccionadora de barra principal: 89B-2.510 SD Enclavamiento seccionadora de barra auxiliar: 89B-3.519 SD Bus 52B abierto ( no aplica para IEC61850 )

ENTRADAS PERMISOS 516 ED Bus no medias carreras derivaciones ( no aplica para IEC61850 )521 ED Bus de indicaciones derivaciones transformadores ( no aplica para IEC61850 )



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ENTRADAS ANALÓGICAS101 EA Corriente de módulo, fase R (entrada)102 EA Corriente de módulo, fase S (entrada)103 EA Corriente de módulo, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)105 SA Corriente de módulo, fase R (salida)106 SA Corriente de módulo, fase S (salida)107 SA Corriente de módulo, fase T (salida)108 SA Corriente del neutro (salida)109 EA Voltaje de barra, fase R.110 EA Voltaje de barra, fase S.111 EA Voltaje de barra, fase T.112 EA Voltaje del neutro.115116

MANDOS

217 (+ 125 VCD) Alimentación de mandos.218 (- 125 VCD) Alimentación de mandos.220 SD Apertura del interruptor: 52B.224 SD Cierre del interruptor: 52B.263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma280 SD Disponible281 SD Disponible282 SD Disponible

INDICACIONES

331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de barra principal 89B-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52B.336 ED Posición de abierto: seccionadora de barra auxiliar 89B-3.339 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra principal 89B-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52B.341 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra auxiliar 89B-3.344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.380 ED Disponible381 ED Disponible382 ED Disponible

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: SECCIÓN DE RESERVA 34.5/24.9kV

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: SECCIÓN DE RESERVA 34.5/24.9kV

ALARMAS427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.403 ED Disparo del térmico CA ó CD, en el módulo.404 ED Disparo del térmico de potencial de barra.405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.435 ED Falla medicion de la protección 444 ED Disparo de la protección 445 ED Operación del recierre 446 ED Recierre Bloqueado 447448480 ED Disponible481 ED Disponible482 ED Disponible

SALIDAS PERMISOS

517 (+125 VCD) Alimentación de enclavamientos.518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52B.508 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89B-2.510 SD Enclavamiento de la seccionadora de línea: 89B-3.519 SD Bus 52B abierto ( no aplica para IEC61850 )

ENTRADAS PERMISOS 516 ED Bus no medias carreras derivaciones ( no aplica para IEC61850 )

511512



ED Bus de derivaciones abiertas.( no aplica para IEC61850 )

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ENTRADAS ANALÓGICAS109 EA Voltaje de la barra "A", fase R.110 EA Voltaje de la barra "A", fase S.111 EA Voltaje de la barra "A", fase T.112 EA Voltaje de la barra "A", del neutro. 113 EA Voltaje de la barra "B", fase R.114 EA Voltaje de la barra "B", fase S.

MANDOS217 (+125 VCD) Alimentación de mandos.218 (-125 VCD) Alimentación de mandos.220 SD Apertura del interruptor: 52E.222 SD Apertura de la seccionadora de derivación: 89E-1.224 SD Cierre del interruptor: 52E.226 SD Cierre de la seccionadora de derivación: 89E-1.264 SD Bocina de Alarma280 SD Disponible281 SD Disponible282 SD Disponible

INDICACIONES

331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto, seccionadora barra "A": 89E-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52E.336 ED Posición de abierto, seccionadora barra "B": 89E-3.337 ED Posición de abierto, seccionadora derivación: 89E-1. (SI APLICA)339 ED Posición de cerrado, seccionadora barra "A": 89E-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52E.341 ED Posición de cerrado, seccionadora barra "B": 89E-3.342 ED Posición de cerrado, seccionadora derivación: 89E-1. (SI APLICA)344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.350 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: remota. (SI APLICA)351 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora derivación: local. (SI APLICA)352353380 ED Disponible381 ED Disponible382 ED Disponible

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: ENLACE DE BARRAS

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: ENLACE DE BARRAS

ALARMAS427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.401 ED Disparo del térmico de potencial de la barra "A".402 ED Disparo del térmico de potencial de la barra "B".403 ED Disparo del térmico de CA ó CD, del módulo.405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.434 ED Disparo de la protección 51BF.443 ED Falla en canal de disparo.444 ED Disparo de la proteccion diferencial de barras: 87B.(SI APLICA)445446480 ED Disponible481 ED Disponible482 ED Disponible

SALIDAS PERMISOS

518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52E.506 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89E-1.(SI APLICA)508 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89E-2.510 SD Enclavamiento de la seccionadora de línea: 89E-3.



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BORNE TIPO DESCRIPCIÓN REGLETA Y#PALIMENTACIÓN DE FUENTES


ENTRADAS ANALÓGICAS REGLETA Y#P101 EA Corriente de línea, fase R (entrada)102 EA Corriente de línea, fase S (entrada)103 EA Corriente de línea, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)119 EA Corriente del neutro entre bancos (entrada)120 EA Corriente del neutro entre bancos (salida)

SALIDAS DIGITALES Y#P217 (+125 VCD) Alimentación Disparos del módulo218 (-125 VCD) Alimentación Disparos del módulo219 Disparo del interruptor361 Bloqueo de supervición del canal de disparo

MANDOS REGLETA Y#C

217 (+125 VCD) Alimentación de mandos.218 (-125 VCD) Alimentación de mandos.220 SD Apertura del interruptor: 52BC.224 SD Cierre del interruptor: 52BC.263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma280 SD Disponible281 SD Disponible

INDICACIONES REGLETA Y#C331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de barra 89BC-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52BC338 ED Posición de abierto: seccionadora de línea 89BC-4339 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra 89BC-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52BC343 ED Posición de cerrado: seccionadora de línea 89BC-4344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.380 ED Disponible381 ED Disponible

ALARMAS REGLETA Y#C427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.402 ED Disparo del térmico de CA ó CD, en el módulo.405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.480 ED Disponible481 ED Disponible


518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52BC.508 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89BC-2.512 SD Enclavamiento de la seccionadora de línea: 89BC-4

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL:/PROTECCION CAPACITORES 34.5Kv

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NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL:/PROTECCION CAPACITORES 34.5Kv NOTA: NOMENCLATURA DEL PRIMER DÍGITO:



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ENTRADAS ANALÓGICASNo aplica

MANDOS

No aplica

INDICACIONES No aplica

ALARMAS

427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.403 ED Disparo del térmico del tablero de C.D.404 ED Disparo del térmico del tablero de C.A.405 ED Supervisión relé diferencial de barras 87B: Barra de 230kV.406 ED Supervisión relé diferencial de barras 87B: Barra de 138kV.407 ED Disparo relé diferencial de barras 87B: Barra de 230kV.408 ED Disparo del relé diferencial de barras 87B: Barra de 138kV.409 ED Bloqueo del recierre de la protección de 230kV y 138kV. (Si aplica).410 ED Bloqueo del recierre de la protección de 34.5kV y 24.9kV. (Si aplica).411 ED Disparo del relé de baja frecuencia: 24.9kV y 34.5kV.412 ED Bloqueo de protección diferencial de barra 87B.413 ED Bajo voltaje de 125 VCD (Falla en el tablero de CD de 125v).414 ED Falla en el rectificador de 125 VCD.415 ED Falla en el relé de sincronización.416 ED Falla a tierra, del sistema de corriente directa.417 ED Falla a tierra de corriente directa418 ED Falla en el automatismo del servicio propio (tablero de transferencia).440 ED Falla de fuente de protecciones.441 ED442480 ED Disponible481 ED Disponible482 ED Disponible

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: ALARMAS GENERALES

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ENTRADAS ANALÓGICAS101 EA Corriente de línea, fase R (entrada)102 EA Corriente de línea, fase S (entrada)103 EA Corriente de línea, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)105 SA Corriente fase R (salida o estrella)106 SA Corriente fase S (salida o estrella)107 SA Corriente fase T (salida o estrella)108 SA Corriente neutro (salida o estrella)109 EA Voltaje conmutado, fase R línea o transformador Ref. Barra A110 EA Voltaje conmutado, fase S línea o transformador Ref. Barra A111 EA Voltaje conmutado, fase T línea o transformador Ref. Barra A112 EA Voltaje conmutado neutro línea o transformador Ref. Barra A113 EA Voltaje fijo fase R de Barra A114 EA Voltaje fijo fase S de Barra A115 EA Voltaje conmutado fase R de línea o transformador Ref. Barra B116 EA Voltaje conmutado fase S de línea o transformador Ref. Barra B117 EA Voltaje conmutado neutro de línea o transformador Ref. Barra B118 EA Voltaje conmutado fase R de Barra B119 EA Voltaje conmutado fase S de Barra B120 EA Voltaje conmutado de neutro de Barra B

MANDOS

217 (+125 VCD) Alimentación de mandos.218 (-125 VCD) Alimentación de mandos.219 SD Apertura de la seccionadora de barra: 89L-2.220 SD Apertura del interruptor: 52L.221 SD Apertura de la seccionadora de línea: 89L-3.222 SD Apertura de la seccionadora de union: 89L-5.223 SD Cierre de la seccionadora de barra: 89L-2.224 SD Cierre del interruptor: 52L.225 SD Cierre de la seccionadora de línea: 89L-3.226 SD Cierre de la seccionadora de union: 89L-5.254 PP Positivo (+) de indicacion independiente255 SD Bloqueo del recierre por cierre manual: P1.256 SD Bloqueo del recierre: P1257 SD Habilitar el recierre: P1.258 PC Positivo (+) de indicacion independiente259 SD Bloqueo del recierre por cierre manual P2.260 SD Bloqueo del recierre: P2.261 SD Habilitar el recierre: P2.263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma280 SD Disponible281 SD Disponible282 SD Disponible

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: MODULO INTERRUPTOR Y MEDIO ASOCIADO A LA BARRA

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: MODULO INTERRUPTOR Y MEDIO ASOCIADO A LA BARRA

INDICACIONES331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de barra 89L-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52L.336 ED Posición de abierto: seccionadora de línea 89L-3.337 ED Posición de abierto: seccionadora de union 89L-5.338 ED Posición de abierto: seccionadora puesta a tierra 89L-4.339 ED Posición de cerrado: seccionadora de barra 89L-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52L.341 ED Posición de cerrado: seccionadora de línea 89L-3.342 ED Posición de cerrado: seccionadora de union 89L-5.343 ED Posición de cerrado: seccionadora puesta a tierra 89L-4.344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.346 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora de union 89L-5: remota.347 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora de union 89L-5: local.348 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora de barra 89L-2: remota.349 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora de barra 89L-2: local.350 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora de linéa 89L-3: remota.351 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora de linéa 89L-3: local.380 ED Disponible381 ED Disponible382 ED Disponible

ALARMAS427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.402 ED Disparo del térmico de CA ó CD, en el módulo.403 ED Disparo del térmico de potencial Barra A (fijo)404 Disparo del térmico de potencial de linea o trafo ref barra A (conmutado)407 ED Disparo del térmico de potencial Barra B (conmutado)408 Disparo del térmico de potencial de linea o trafo ref Barra B (conmutado)405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.409 ED Disparo por discrepancia de fases.420 ED Operación del Recierre.421 ED Recierre Bloqueado.433 ED Disparo de la protección: P1 o P2.434 ED Disparo de la protección: 50BF.435 ED Falla de medición: P1 o P2.440 ED Falla de fuente: P1 o P2.442 ED Arranque general de la proteccion: P1 o P2.443 ED Falla en canal de disparo: P1.444 ED Falla en canal de disparo: P2.457 ED Falla en la teleprotección (comunicación): P1 o P2.458459480 ED Disponible481 ED Disponible482 ED Disponible

SALIDAS PERMISOS

518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52L.506 SD Enclavamiento de la seccionadora de union : 89L-5508 SD Enclavamiento de la seccionadora de barra: 89L-2.510 SD Enclavamiento de la seccionadora de línea: 89L-3.512 SD Enclavamiento de seccionadora de puesta a tierra: 89L-4.513514515516

SD

SD

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: MODULO INTERRUPTOR Y MEDIO ASOCIADO A LA BARRA




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ENTRADAS ANALÓGICAS101 EA Corriente de línea, fase R (entrada)102 EA Corriente de línea, fase S (entrada)103 EA Corriente de línea, fase T (entrada)104 EA Corriente del neutro (entrada)105 SA Corriente fase R (salida o estrella)106 SA Corriente fase S (salida o estrella)107 SA Corriente fase T (salida o estrella)108 SA Corriente neutro (salida o estrella)109 EA Voltaje conmutado fase R de línea o transformador Ref. Barra A110 EA Voltaje conmutado fase S de línea o transformador Ref. Barra A112 EA Voltaje conmutado neutro de línea o transformador Ref. Barra A (si se requiere)113 EA Voltaje conmutado fase R de Barra A114 EA Voltaje conmutado fase S de Barra A115 EA Voltaje conmutado neutro de Barra A (si se requiere)116 EA Voltaje conmutado fase R de línea o transformador Ref. Barra B117 EA Voltaje conmutado Fase S de línea o transformador Ref. Barra B118 EA Voltaje conmutado neutro de línea o transformador Ref. Barra B (si se Requiere)119 EA Voltaje conmutado fase R de Barra B120 EA Voltaje conmutado fase S de Barra B121 EA Voltaje conmutado neutro de Barra B (si se requiere)

MANDOS217 (+125 VCD) Alimentación de mandos.218 (-125 VCD) Alimentación de mandos.219 SD Apertura de la seccionadora de barra A: 89M-2.220 SD Apertura del interruptor: 52M.221 SD Apertura de la seccionadora de barra B: 89M-3.223 SD Cierre de la seccionadora de barra A: 89M-2.224 SD Cierre del interruptor: 52M.225 SD Cierre de la seccionadora de línea: 89M-3.254 PP Positivo (+) de indicacion independiente255 SD Bloqueo del recierre por cierre manual: P1.256 SD Bloqueo del recierre: P1.257 SD Habilitar el recierre: P1.258 PC Positivo (+) de indicacion independiente259 SD Bloqueo del recierre por cierre manual P2.260 SD Bloqueo del recierre: P2.263 (+125 VDC) Alimentación bocina de alarma264 SD Bocina de Alarma280 SD Disponible281 SD Disponible282 SD Disponible

NORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: MODULO INTERRUPTOR Y MEDIO ASOCIADO AL CENTRO

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: MODULO INTERRUPTOR Y MEDIO ASOCIADO AL CENTRO

INDICACIONES331 (+125 VCD) Alimentación de indicación.332 (-125 VCD) Alimentación de indicación.334 ED Posición de abierto: seccionadora de union a barra A 89M-2.335 ED Posición de abierto: interruptor 52M.336 ED Posición de abierto: seccionadora de union a barra B 89M-3.339 ED Posición de cerrado: seccionadora de union a barra A 89M-2.340 ED Posición de cerrado: interruptor 52M.341 ED Posición de cerrado: seccionadora de union a barra B 89M-3.344 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: remota.345 ED Posición del conmutador L/R del interruptor: local.348 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora de union a barra A 89M-2: remota.349 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora de union a barra A 89M-2: local.350 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora de union a barra B 89M-3: remota.351 ED Posición del conmutador L/R de la seccionadora de union a barra B 89M-3: local.380 ED Disponible381 ED Disponible382 ED Disponible

ALARMAS427 (+125 VCD) Alimentación de alarmas.428 (-125 VCD) Alimentación de alarmas.402 ED Disparo del térmico de CA ó CD, en el módulo.403 ED Disparo del térmico de potencial Barra A (conmutado)404 Disparo del térmico de potencial de linea o trafo ref barra A (conmutado)407 ED Disparo del térmico de potencial Barra B (conmutado)408 Disparo del térmico de potencial de linea o trafo ref Barra B (conmutado)405 ED Falla en el interruptor.406 ED Operación del interruptor.409 ED Disparo por discrepancia de fases.420 ED Operación del Recierre.421 ED Recierre Bloqueado.433 ED Disparo de la protección: P1 o P2.434 ED Disparo de la protección: 50BF.435 ED Falla de medición: P1 o P2.440 ED Falla de fuente: P1 o P2.442 ED Arranque general de la proteccion: P1 o P2.443 ED Falla en canal de disparo: P1.444 ED Falla en canal de disparo: P2.457 ED Falla en la teleprotección (comunicación): P1 o P2.459480 ED Disponible481 ED Disponible482 ED Disponible

SALIDAS PERMISOS

518 (-125 VCD) Alimentación de enclavamientos.504 SD Enclavamiento del interruptor: 52M.508 SD Enclavamiento de la seccionadora de union a barra A: 89M2510 SD Enclavamiento de la seccionadora de union a barra B: 89M3513514515516


0 ALIMENTACIÓN DE FUENTES.1 ENTRADAS ANALÓGICAS.

SD

SD

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BORNE TIPO DESCRIPCIÓNNORMALIZACIÓN REGLETA DE CONTROL: MODULO INTERRUPTOR Y MEDIO ASOCIADO AL CENTRO

2 MANDOS.3 INDICACIÓN DE POSICIÓN.4 ALARMAS.5 ENCLAVAMIENTOS.


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BORNE DESCRIPCIÓN

REGLETA GENERAL ( Y# )15 (+125 VCD) Alimentación fuente16 (- 125 VCD) Alimentación fuente

100 REGLETA ANALOGICAS DE VOLTAJE( Y# )13 Potencial 1 secion barra 114 Potencial 2 secion barra 123 Potencial 1 secion barra 224 Potencial 2 secion barra 2200 SALIDAS DIGITALES17 (+125 VCD) Alimentación salidas18 (- 125 VCD) Alimentación salidas

300 ENTRADAS BINARIAS31 (+125 VCD) Alimentación indicación32 (- 125 VCD) Alimentación indicacion52 Enlace de barra 1

400 SALIDAS DIGITALES27 (+125 VCD) Alimentación alarmas28 (- 125 VCD) Alimentación alarmas40 Alarma falla de fuente70 (+125VCD) Bocina Alarmas Regulacion Voltaje y paralelismo de trafos71 Bocina Alarmas Regulacion Voltaje y paralelismo de trafos

REGLETA TRAFO No.1 ( Y#-1)

200 SALIDAS DIGITALES44 Mando bajar TAPS45 Mando subir TAPS46 Paro de emergencia al Cambiador de TAPS

300 ENTRADAS BINARIAS61 Entrada del bit 1 del BCD de matriz trafo 162 Entrada del bit 2 del BCD de matriz trafo 163 Entrada del bit 4 del BCD de matriz trafo 1 64 Entrada del bit 8 del BCD de matriz trafo 1 65 Entrada del bit 10 del BCD de matriz trafo 1 66 Entrada del bit 20 del BCD de matriz trafo 1 67 Módulo del trafo 1 en línea68 Posicion remoto nivel 0 del cambiador 1



300 ENTRADAS BINARIAS61 Entrada del bit 1 del BCD de matriz trafo 262 Entrada del bit 2 del BCD de matriz trafo 263 Entrada del bit 4 del BCD de matriz trafo 2

TABLERO DE CONTROL DE PARALELISMO


TABLERO DE CONTROL DE PARALELISMO64 Entrada del bit 8 del BCD de matriz trafo 2 65 Entrada del bit 10 del BCD de matriz trafo 2 66 Entrada del bit 20 del BCD de matriz trafo 2 67 Módulo del trafo 2 en línea68 Posicion remoto nivel 0 del cambiador 2







PROPUESTA DIRECCIONAMIENTO IEC 61850v2

ALA

RMAS GEN

ERALES (1)

SERV

ICIOS AUXILIARE

S (2)

LÍNEA

TRA

NSM

ISION (3

)

LÍNEA

DISTR

IBUCION (4

)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR ALTA

(5)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR BA

JA (5

)

TRAFO

ALTA (6

)

TRAFO

BAJA (6

)

PARA

LELISM

O (7

)

BANCO

CAPA

CITO

RES (8)

REACT

ORE

S (9

)

MODULO

MED

IO (1

0)

RESERV

A (11)

RESERV

A 34,5K

V (11)

ENLACE

BARR

AS (12)

DispTerM Disparo termico CA o CD de modulo CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO1 X X X X X X X X XDisTerPL Disparo termico potencial de linea CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO2 X XFalInt Falla en el interruptor CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO3 X X X X X X X X XOperInt Operacion interruptor CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO4 X X X X X X X X XDispDFas Disparo por discrepancia de fases CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO5 XOperRec Operacion de recierre CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO6 X X XRecBlq Recierre bloqueado CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO7 X X XDisP1P2R Disparo proteccion P1 o P2 Fase R CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO8 XDisP1P2S Disparo proteccion P1 o P2 Fase S CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO9 XDisP1P2T Disparo proteccion P1 o P2 Fase T CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO10 XDisp50BF Disparo por 50BF CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO11 X XFaMeP1P2 Falla medicion P1 o P2 CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO12 X X XFaFuP1P2 Falla fuente P1 o P2 CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO13 X X X X XArrGP1P2 Arranque general P1 o P2 CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO14 XFaCDP1P2 Falla canal de disparo P1 o P2 CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO15 X X X X X X X X X X XFalTeleP Falla teleproteccion CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO16 XDisTGaCa Disparo termico gabinete o cambiador CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO17 X XPreATeAc Prevencion alta temperatura aceite CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO18 X XPreATeDe Prevencion Alta temperatura devanados CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO19 X XNivAcAoB Nivel aceite alto o bajo CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO20 X XNivAcCub Nivel aceite de Cuba CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO21 X XPrevRBuc Prevencion rele buchholz CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO22 X XDiProPro Disparo protecciones propias CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO23 X XFalParal falla paralelismo CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO24 X XCambIDer Cambio incompleto derivaciones CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO25 X XDiPro87T Disparo proteccion 87T CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO26 X XDiPro51T Disparo de protección 51T (lado alta). CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO27 X XDiPr50BF Disparo proteccion 50BF CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO28 X X X

ALARMAS


ALA

RMAS GEN

ERALES (1)

SERV

ICIOS AUXILIARE

S (2)

LÍNEA

TRA

NSM

ISION (3

)

LÍNEA

DISTR

IBUCION (4

)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR ALTA

(5)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR BA

JA (5

)

TRAFO

ALTA (6

)

TRAFO

BAJA (6

)

PARA

LELISM

O (7

)

BANCO

CAPA

CITO

RES (8)

REACT

ORE

S (9

)

MODULO

MED

IO (1

0)

RESERV

A (11)

RESERV

A 34,5K

V (11)

ENLACE

BARR

AS (12)

ALARMAS

DisTPoBa Disparo termico potencial de barras CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO29 X X XDisPr50T Disparo proteccion sobrecorriente CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO30FalTD87L Falla transmision de datos 87L CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO31 XDesbNeBC Desbalance de neutro BC CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO32 XDispPr67 Disparo proteccion 67 CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO33 X XFalMed67 Falla medicion 67 CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO34 XFalFue67 Falla fuente 67 CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO35 XDispTPBA Disparo termico potencial barra A CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO36 XDispTPBB Disparo termico potencial barra B CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO37 XFTelepro Falla comunicación Teleprotección CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO38 XFalMe51T Falla medicion 51T CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO39 X X XDisProBC Disparo proteccion banco capacitores CTRL/AlarMGGIO( )/SPCSO40 XDisTTDCD Disparo termico tablero distribucion CD CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO1 XDisTTDCA Disparo termico tablero distribucion CA CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO2 XSuper87B Supervision 87B CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO3 XDispa87B Disparo 87B CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO4 XBloqRecT Bloqueo recierre 138KV CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO5 XBloqRecD Bloqueo recierre 34,5KV CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO6 XDisPrBFr Disparo proteccion baja frecuencia CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO7 XBloq87B Bloqueo 87B CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO8 XBajV125V Bajo voltaje 125V CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO9 XFalRe125 Falla rectificador 125V CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO10 XFalRSinc Falla rele sincronizacion CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO11 XFalTSiCD Falla tierra sistema corriente directa CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO12 XFalTieCA Falla tierra corriente alterna CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO13 XFalAutSP Falla automatismo servicio propio CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO14 XFalFue25 Falla fuente sincronizacion CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO15 XComC25ne Comando cierre de 25 no exitoso CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO16 X


ALA

RMAS GEN

ERALES (1)

SERV

ICIOS AUXILIARE

S (2)

LÍNEA

TRA

NSM

ISION (3

)

LÍNEA

DISTR

IBUCION (4

)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR ALTA

(5)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR BA

JA (5

)

TRAFO

ALTA (6

)

TRAFO

BAJA (6

)

PARA

LELISM

O (7

)

BANCO

CAPA

CITO

RES (8)

REACT

ORE

S (9

)

MODULO

MED

IO (1

0)

RESERV

A (11)

RESERV

A 34,5K

V (11)

ENLACE

BARR

AS (12)

ALARMAS

ParEme25 Paro emergencia por 25 CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO17 XFalFuREv Falla fuente registrador de eventos CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO18 XFalInREv Falla interna de registrador de eventos CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO19 XFalGenCo Falla general de comunicación CTRL/AlarGGGIO( )/SPCSO20 XAFalPara Alarma por falla en paralelismo CTRL/AlarRGGIO( )/SPCSO1 XFalRegV1 Falla de Regulador de Voltaje 1 CTRL/AlarRGGIO( )/SPCSO2 XFalRegV2 Falla de Regulador de Voltaje 2 CTRL/AlarRGGIO( )/SPCSO3 XFalRegV3 Falla de Regulador de Voltaje 3 CTRL/AlarRGGIO( )/SPCSO4 XFalRegV4 Falla de Regulador de Voltaje 4 CTRL/AlarRGGIO( )/SPCSO5 XCambT1Lo Cambiador Trafo 1 en local CTRL/AlarRGGIO( )/SPCSO6 XCambT2Lo Cambiador Trafo 2 en local CTRL/AlarRGGIO( )/SPCSO7 XCambT3Lo Cambiador Trafo 3 en local CTRL/AlarRGGIO( )/SPCSO8 XCambT4Lo Cambiador Trafo 4 en local CTRL/AlarRGGIO( )/SPCSO9 XCambT5Lo Cambiador Trafo 5 en local CTRL/AlarRGGIO( )/SPCSO10 X


ALA

RMAS GEN

ERALES (1)

SERV

ICIOS AUXILIARE

S (2)

LÍNEA

TRA

NSM

ISION (3

)

LÍNEA

DDISTR

IBUCION (4

)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR ALTA

(5)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR BA

JA (5

)

TRAFO

ALTA (6

)

TRAFO

BAJA (6

)

PARA

LELISM

O (7

)

BANCO

CAPA

CITO

RES (8)

REACT

ORE

S (9

)

MODULO

MED

IO (1

0)

RESERV

A (1

1)

RESERV

A 34,5K

V (11)

ENLACE

BARR

AS (12)

52L Interruptor CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO1 X X89L1 Seccionadora derivacion CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO2 X X89L2 Seccionadora de barras CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO3 X X89L3 Seccionadora de linea CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO4 X X89L4 Seccionadora de tierra CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO5 X X89L5 Seccionadora de Linea al medio CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO6 X X52T Interruptor CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO1 X X X X89T1 Seccionadora derivacion CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO2 X X X X89T2 Seccionadora de barras CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO3 X X X X89T3 Seccionadora de trafo CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO4 X X X X89T5 Seccionadora de trafo al medio CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO6 X X X X52C1 Interrruptor banco capacitores 1 CTRL/ManI1GGIO( )/DPCSO1 X52C2 Interrruptor banco capacitores 2 CTRL/ManI2GGIO( )/DPCSO1 X89C‐2 Seccionadora barras Banco Capacitores 1 CTRL/ManI1GGIO( )/DPCSO3 X89C‐2 Seccionadora barras Banco Capacitores 2 CTRL/ManI2GGIO( )/DPCSO3 X89C‐4 Seccionadora tierra Banco Capacitores 1 CTRL/ManI1GGIO( )/DPCSO5 X89C‐4 Seccionadora tierra Banco Capacitores 2 CTRL/ManI2GGIO( )/DPCSO5 X89R‐2 Seccionadora barras Reactor 1 CTRL/ManI1GGIO( )/DPCSO3 X89R‐2 Seccionadora barras Reactor 2 CTRL/ManI2GGIO( )/DPCSO3 X89R‐4 Seccionadora tierra Reactor 1 CTRL/ManI1GGIO( )/DPCSO5 X89R‐4 Seccionadora tierra Reactor 2 CTRL/ManI2GGIO( )/DPCSO5 X52B Interruptor CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO1 X X89B2 Seccionadora de barra principal CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO3 X X89B3 Seccionadora de barra auxiliar CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO4 X X52E Interruptor CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO1 X89E2 Seccionadora de barra A CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO3 X89E3 Seccionadora de barra B CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO4 X52M Interruptor del Medio CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO1 X

MANDOS E INDICACIONES


ALA

RMAS GEN

ERALES (1)

SERV

ICIOS AUXILIARE

S (2)

LÍNEA

TRA

NSM

ISION (3

)

LÍNEA

DDISTR

IBUCION (4

)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR ALTA

(5)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR BA

JA (5

)

TRAFO

ALTA (6

)

TRAFO

BAJA (6

)

PARA

LELISM

O (7

)

BANCO

CAPA

CITO

RES (8)

REACT

ORE

S (9

)

MODULO

MED

IO (1

0)

RESERV

A (1

1)

RESERV

A 34,5K

V (11)

ENLACE

BARR

AS (12)

MANDOS E INDICACIONES

89M2 Seccionadora del Medio a Corte A CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO3 X89M3 Seccionadora del Medio a Corte B CTRL/ManInGGIO( )/DPCSO4 XRecHabP1 Recierre habilitado P1 CTRL/ManInGGIO( )/SPCSO1 X XRecDHP1 Recierre deshabilitado P1 CTRL/ManInGGIO( )/SPCSO2 X XRecHabP2 Recierre habilitado P2 CTRL/ManInGGIO( )/SPCSO3 XRecDHP2 Recierre deshabilitado P2 CTRL/ManInGGIO( )/SPCSO4 XSubTap Orden Subir Taps Manual CTRL/ManInGGIO( )/SPCSO1 XBajTap Orden Bajar Taps Manual CTRL/ManInGGIO( )/SPCSO2 XEnl1Cerr Seccionadora enlace 1 cerrado CTRL/ManI1GGIO( )/SPCSO3 XEnl2Cerr Seccionadora enlace 2 cerrado CTRL/ManI2GGIO( )/SPCSO3 XEnl3Cerr Seccionadora enlace 3 cerrado CTRL/ManI3GGIO( )/SPCSO3 XT1_Linea Trafo 1 En línea (89T1 o 52T cerrado) CTRL/ManI1GGIO( )/SPCSO4 XT2_Linea Trafo 2 En línea (89T1 o 52T cerrado) CTRL/ManI2GGIO( )/SPCSO4 XT3_Linea Trafo 3 En línea (89T1 o 52T cerrado) CTRL/ManI3GGIO( )/SPCSO4 XT4_Linea Trafo 4 En línea (89T1 o 52T cerrado) CTRL/ManI4GGIO( )/SPCSO4 XTaps_T1 Indicacion de Taps Transformador 1 XTaps_T2 Indicacion de Taps Transformador 2 XTaps_T3 Indicacion de Taps Transformador 3 XTaps_T4 Indicacion de Taps Transformador 4 X


ALA

RMAS GEN

ERALES (1)

SERV

ICIOS AUXILIARE

S (2)

LÍNEA

TRA

NSM

ISION (3

)

LÍNEA

DDISTR

IBUCION (4

)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR ALTA (5

)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR BA

JA (5

)

TRAFO

ALTA (6

)

TRAFO

BAJA (6

)

PARA

LELISM

O (7

)

BANCO

CAPA

CITO

RES (8)

REACT

ORE

S (9

)

MODULO

MED

IO (1

0)

RESERV

A (1

1)

RESERV

A 34,5K

V (11)

ENLACE

BARR

AS (12)

PosX89L1 Posición de derivación hacia modulo reserva CTRL/EnclaXGGIO( )/SPCSO1 X X X X X X X X X XPermX89L1 Señal permisiva de derivación hacia módulos CTRL/EnclaXGGIO( )/DPCSO2 X X X X X X X X X X

ENCLAVAMIENTOS


ALA

RMAS GEN

ERALES (1)

SERV

ICIOS AUXILIARE

S (2)

LÍNEA

TRA

NSM

ISION (3

)

LÍNEA

DDISTR

IBUCION (4

)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR ALTA

(5)

AUTO

TRASN

FORM

ADOR BA

JA (5

)

TRAFO

ALTA (6

)

TRAFO

BAJA (6

)

PARA

LELISM

O (7

)

BANCO

CAPA

CITO

RES (8)

REACT

ORE

S (9

)

MODULO

MED

IO (1

0)

RESERV

A (1

1)

RESERV

A 34,5K

V (11)

ENLACE

BARR

AS (12)

L/R 52L Local Remoto Interruptor CTRL/JerarGGIO( )/DPCSO1 X XL/R 89L1 Local Remoto seccionadora derivacion CTRL/JerarGGIO( )/DPCSO2 X XL/R 89L3 Local Remoto seccionadora linea CTRL/JerarGGIO( )/DPCSO3 x xL/R 52T Local Remoto Interruptor CTRL/JerarGGIO( )/DPCSO1 X X X XL/R 89T1 Local Remoto seccionadora derivacion CTRL/JerarGGIO( )/DPCSO2 X X X XL/R 89T3 Local Remoto seccionadora transformador CTRL/JerarGGIO( )/DPCSO3 X X X XL/R 52BC1 Local Remoto interruptor Banco Capacitor 1 CTRL/Jera1GGIO( )/DPCSO1 XL/R 52BC2 Local Remoto interruptor Banco Capacitor 2 CTRL/Jera2GGIO( )/DPCSO1 XL/R 52BC1 Local Remoto interruptor Reactor 1 CTRL/Jera1GGIO( )/DPCSO1 XL/R 52BC2 Local Remoto interruptor Reactor 2 CTRL/Jera2GGIO( )/DPCSO1 XL/R 52B Local Remoto Interruptor CTRL/JerarGGIO( )/DPCSO1 X XL/R 52E Local Remoto Interruptor CTRL/JerarGGIO( )/DPCSO1 XL/R 52M Local Remoto Interruptor CTRL/JerarGGIO( )/DPCSO1 XLR_UCB Selector L/R UCB CTRL/JerarGGIO( )/DPCSO4 X X X X X X X X X X X X XCambT1R Cambiador Trafo 1 en remoto CTRL/Jera1GGIO( )/SPCSO1 XCambT2R Cambiador Trafo 2 en remoto CTRL/Jera2GGIO( )/SPCSO1 XCambT3R Cambiador Trafo 3 en remoto CTRL/Jera3GGIO( )/SPCSO1 XCambT4R Cambiador Trafo 4 en remoto CTRL/Jera4GGIO( )/SPCSO1 XCambT5R Cambiador Trafo 5 en remoto CTRL/Jera5GGIO( )/SPCSO1 XT1_Sel Boton Seleccionador Transformador 1 CTRL/Jera1GGIO( )/SPCSO2 XT2_Sel Boton Seleccionador Transformador 2 CTRL/Jera2GGIO( )/SPCSO2 XT3_Sel Boton Seleccionador Transformador 3 CTRL/Jera3GGIO( )/SPCSO2 XT4_Sel Boton Seleccionador Transformador 4 CTRL/Jera4GGIO( )/SPCSO2 XManAut Selector Manual/Automatico CTRL/JerarGGIO( )/SPCSO3 XTod_Ind Selector todos/individual CTRL/JerarGGIO( )/SPCSO4 X

NOTA los selectores para 89L3, solo aplican a modulos de disyuntor y medio

JERARQUIA DE MANDOS

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