fislosofia de operacion y control . proyecto. s.es jobo norte y temblador

GERENCIA DE INFRAESTRUCTURA Y PROCESOS DE SUPERFICIEDISTRITO MORICHAL

- Hoja de Control de Revisión -DESCRIPCIÓN DEL CONTENIDO

PROYECTO: ADECUACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS JOBO NORTE Y TEMBLADORFASE: DEFINIR/ INGENIERÍA BÁSICASUPERINTENDENCIA: INGENIERÍADOCUMENTO: FILOSOFÍA DE OPERACIÓN Y CONTROL DEL SISTEMA ELÉCTRICO

DOCUMENTO NºE0938-53114-BE12601

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DISCIPLINA: ELECTRICIDAD FECHA

Nº PROYECTO: E0938 05 08 12

REV FECHA BREVE DESCRIPCIÓN DEL CAMBIOTOTAL

PAG

ELAB./REV. POR

CONSULTOR

APROB. POR CONSULTOR

REV. / APROB. POR PDVSA

C 05/08/12 INCORPORACION DE COMENTARIOS PDVSA

GIPS-DISTRITO MORICHAL68 O.G. / M.O. /

D.M.I.P. A.B. / M.F.

B 02/07/12 INCORPORACION DE COMENTARIOS PDVSA

GIPS-DISTRITO MORICHAL63 O.G. / M.O. /


A 11/06/12 EMISION ORIGINAL 35 O.G. / M.O. /


ELABORADO IDS CONSULTORES POR:OMAR GRATEROL / MÓNICA ORDAZ / DERWIN MELÉNDEZ

APROBADO IDS CONSULTORES POR:ÍTALO PÉREZ

REVISADO / APROBADO PDVSA POR:ARMANDO BRITO / MANUEL FUENMAYOR

FIRMA:_____________________________________ FIRMA:_________________________________ FIRMA:____________________________________

CARGO: ING. PROYECTO / LÍDER DE DISCIPLINA CARGO: LÍDER DEL PROYECTO CARGO: LÍDER DE DISCIPLINA / LÍDER DEL PROYECTO


- Documentos Técnicos -DESCRIPCIÓN DEL CONTENIDO

PROYECTO: ADECUACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS JOBO NORTE Y TEMBLADORFASE: DEFINIR / INGENIERÍA BÁSICASUPERINTENDENCIA: INGENIERÍADOCUMENTO: FILOSOFÍA DE OPERACIÓN Y CONTROL DEL SISTEMAELÉCTRICO


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DISCIPLINA: ELECTRICIDAD FECHA 05-08-12

Nº PROYECTO: E0938 Pág. 2 de 68 / Rev. B

INGENIERÍA BÁSICA

FILOSOFÍA DE OPERACIÓN Y CONTROL DEL SISTEMA ELÉCTRICO

“ADECUACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS JOBO NORTE Y TEMBLADOR”

E0938





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ÍNDICE

Pág.

1. OBJETIVO..........................................................................................................................12

2. ALCANCE..........................................................................................................................12

3. DEFINICIONES..................................................................................................................13

4. CODIGOS Y NORMAS APLICABLES...............................................................................14

5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA....................................................................................16

6. DESCRIPCIÓN DE LAS SUBESTACIONES PROYECTADAS........................................18

6.1. Descripción de la subestación Jobo Norte.......................................................18

6.1.1. Tipo..........................................................................................................18

6.1.2. Configuración.........................................................................................18

6.1.3. Líneas de transmisión de la subestación Jobo Norte........................19

6.1.4. Transformadores de potencia de la subestación Jobo Norte...........19

6.1.5. Líneas de media tensión de la Subestación Jobo Norte....................19

6.1.6. Tableros de servicios auxiliares de la Subestación Jobo Norte.......20

6.2. Descripción de la Subestación Temblador PDVSA..........................................21

6.2.1. Tipo de la subestación Temblador PDVSA..........................................21

6.2.2. Configuración de la subestación Temblador PDVSA.........................21

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6.2.3. Líneas de transmisión de la subestación Temblador PDVSA...........22

6.2.4. Transformadores de potencia de la subestación Temblador PDVSA

.................................................................................................................22

6.2.5. Bancos de capacitores de la subestación Temblador PDVSA..........22

6.2.6. Líneas de media tensión de la subestación Temblador PDVSA.......23

6.2.7. Tableros de servicios auxiliares de la subestación Temblador

PDVSA.....................................................................................................23

7. PRINCIPIOS DE OPERACION..........................................................................................24

7.1. General.................................................................................................................24

7.1.1. Enclavamientos Mecánicos...................................................................27

7.1.2. Enclavamiento eléctrico........................................................................28

7.1.3. Enclavamiento eléctrico basado en microprocesadores...................29

7.2. Seccionadores.....................................................................................................29

7.3. Interruptores........................................................................................................31

8. Control de la Subestación................................................................................................33

9. PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN........................................................................34

9.1. DESCRIPCIÓN DE LAS PROTECCIONES..........................................................35

9.1.1. Dispositivos Electrónicos Inteligentes................................................35

9.1.2. Teleprotecciónes....................................................................................37

9.1.3. Funciones y equipos especiales..........................................................38

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9.2. Descripción de las protecciones por equipo o parte del sistema protegido.39

9.2.1. Protección de las líneas de 115 kV.......................................................39

9.2.2. Protección de los transformadores 115-34,5 kV e interruptores

principales de barras en 34,5 kV...........................................................40

9.2.3. Protección de los bancos de capacitores en 115 kV..........................45

9.2.4. Protección de barras 115 kV e interruptor de enlace.........................46

9.2.5. Protección de enlace en 34,5 kV...........................................................56

9.2.6. Protección de los circuitos de 34,5 kV.................................................57

10. FUNCIONES DE CONTROL..............................................................................................59

10.1. Control de transformadores...............................................................................59

10.1.1. Control automático de tensión.............................................................59

10.1.2. Control automático de marcha en paralelo.........................................60

10.2. Niveles de control................................................................................................61

11. FUNCIONES DE COMUNICACION...................................................................................62

12. Operaciones especificas..................................................................................................64

12.1. Energización de Barras (Conexión de línea a barras).....................................64

12.2. Energización del Transformador 1.....................................................................66

12.3. Energización de la Barra de Transferencia.......................................................67

12.4. Sacar de Servicio la Barra Principal..................................................................68

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12.4.1. Transferir transformadores de la barra principal a la barra de

transferencia...........................................................................................68

12.4.2. Transferir línea de la barra principal a la barra de transferencia......69

12.4.3. Sacar de servicio la barra principal......................................................69

12.5. Sacar de Servicio Interruptores de Línea (Salida de línea prevista con

interruptor de Bypass) en la Subestación Temblador PDVSA........................70

12.6. Operaciones con los Bancos de Capacitores..................................................71

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1. OBJETIVO

Definir la filosofía y conceptos para la operación y control, del sistema eléctrico asociado

a las subestaciones Jobo Norte y Temblador PDVSA, basados en las características y

facilidades del nuevo arreglo de las subestaciones en proyecto y los equipos de control,

protecciones y comunicaciones, que serán instalados en estas subestaciones como

parte de la ejecución del Proyecto “Adecuación de las Subestaciones Eléctricas

Jobo Norte y Temblador”ubicadas en las cercanías del campo operacional Morichal,

de PDVSA en el Estado Monagas.

2. ALCANCE

Este comprende la documentación de la filosofía de operación y control del sistema

eléctrico, asociado a las subestaciones Jobo Norte y Temblador PDVSA, para su

respectiva implementación en cada una de ellas y dentro del sistema eléctrico,

incluyendo la integración entre equipos de protección, control y comunicaciones y entre

las subestaciones y el despacho centralizado de carga de PDVSA en el área de

operaciones del distrito Morichal, basados en las características de operación, control y

comunicaciones de los equipos que integran las facilidades internas de cada

subestación; por lo cual el alcance se limita a:

• Filosofía de Operación y Control (FOC) de la Subestación Jobo Norte.

• Filosofía de operación y Control (FOC) de la Subestación Temblador PDVSA.

Estos "Conceptos de Operación Generales" conjuntamente con las "Manuales Técnicos

y de operación de los Equipos Mayores que Integrarán las Subestaciones", las

especificaciones técnicas de los equipos relacionados con el sistema de control y

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comunicaciones, los diagramas funcionales de control y las arquitecturas de los

sistemas de control y comunicaciones, indicados en los documentos de referencia, se

deben considerar complementarios.

3. DEFINICIONES

Para efectos de este documento se definen los siguientes términos:

POTT: Término en Inglés “PermissiveOverreach Transfer Tripping”: Permisivo para

disparo transferido por sobrealcance

PUTT: Término en Inglés “Permissive Underreach Transfer Tripping”: Permisivo para

disparo transferido por subalcance.

WeakInfeed-Echo: El término en inglés (Weak Infeed) , según el cual se identifica

cuando uno de los terminales de la línea puede no contribuir a la falla, lo que se conoce

como “fuente débil”, por lo cual desde ese extremo no se ve la falla; esto implica que en

esquemas permisivos, donde se necesita una señal de retorno desde la fuente débil, o

sea un eco (Echo), el mismo no se genera, quedando así uno de los interruptores sin

señal de disparo. En este caso se hace necesario inhabilitar el eco (Echo) en el terminal

que sea identificado como fuente débil, con lo cual se logra que al tener señal de disparo

en uno de los terminales el otro terminal hace el eco y disparan los dos interruptores.

IntelligentElectronicDevice (IED): Es el término usado en inglés, especialmente en la

industria eléctrica, para describir dispositivos de control basados en microprocesadores

para equipos del sistema eléctrico, como son interruptores de potencia, transformadores,

bancos de batería, dispositivos con recierre, reguladores de voltaje, entre otros. Estos

dispositivos reciben información de los sensores y de los equipos de potencia; y pueden

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asumir funciones de control, como el disparo de interruptores, basados en mediciones de

voltaje, corriente, frecuencia, o cualquier otra anomalía; también pueden aumentar o

disminuir el voltaje para mantener un nivel de voltaje seleccionado.

DNP 3.0 (Distributed Network Protocol): Siglas y término en inglés, para identificar el

protocolo de comunicaciones de redes distribuidas.

4. CODIGOS Y NORMAS APLICABLES

El diseño de las instalaciones y la implementación de la filosofía de operación y control

contenida en este documento, y los equipos eléctricos a utilizar deberán estar de

acuerdo con la última versión de las normas y códigos, indicados en la TABLA 1.

CÓDIGOS YNORMAS APLICABLES.

TABLA1. CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES

COVENIN

200-04 Código Eléctrico Nacional (C.E.N).

EDELCA

ETGS/EEM-200

CADAFE

NSP-280-91

Sistemas de Protección de CVG-EDELCA.

Presentación de Proyectos de Subestaciones de Transmisión

Diseño de Enclavamiento y Avisos de Maniobra

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PDVSA

N-201 Obras Eléctricas.

N-252 Especificación General para el Diseño de Ingeniería Eléctrica.

American National Standards Institute (ANSI) /Institute Of Electrical Electronics

Engineers Standards (IEEE)

C37.35

C37.99

1995

2000

Guide for the application, Installation, Operation and

Maintenance of High Voltage Air Disconnecting and

Interrupter Switch.

Guide for the Protection of Shunt Capacitors Banks

C37.113 2006 Guide for Protective Relay Applications to

Transmission Lines.

1036 1992 Guide for Application of Shunt Power Capacitors

1613 2003 Standard Environmental and Testing Requirements for

Communications Networking Devices in Electric

Power Substations.

802.3 2008 Standard for information technology –

Telecommunications and information exchange

between systems – Local and metropolitan area

Networks.

International Electrotechnical Commission (IEC)

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60688 2002 Electrical measuring transducers for converting A.C. electrical

quantities to analogue or digital signals.

60847 1989 Characteristics of local area networks (LAN).

60870-2 1995 Telecontrol equipment and systems – Part 2: Operating

Conditions.

60870-5 2004 Telecontrol equipment and systems – Part 5: transmission

protocols.

60870-6 2004 Telecontrol equipment and systems – Part 6: Telecontrol

protocols compatible with ISO standards and ITU-T

recommendations.

61850 2012 Communication Networks and Systems in Substations

61131 2007 Programmable controllers.

5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

E0938-53114-BE11601 Bases Criterios de Diseño.

E0938-53124-BE21601 Diagrama Unifilar General (Subestación Jobo Norte).

E0938-53134-BE21601 Diagrama Unifilar General (Subestación Temblador

PDVSA).

E0938-53114-BE88908 Especificación Técnica Tableros de Mando, Control y

Protecciones para Líneas en 115 kV.


Protecciones Barras en 115 kV.


Protecciones para Transformadores de Potencia 115/34,5

kV.

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E0938-53114-BE88911 Especificación Técnica Tableros Mando, Control y

Protecciones para Banco de Capacitores en 115 kV.

E0938-53114-BE88912 Especificación Técnica Tableros de Controlador Inteligente

de Subestación con Redundancia (Hot-By -System) con

Panel LCD.

E0938-53114-BE88903 Especificación de los Servicios Auxiliares en Corriente

Alterna SACA.

E0938-53114-BE88907 Especificación de los Servicios Auxiliares en Corriente

Continua SACC.

E0938-53114-BE45605 Diagrama Funcional de Mando, Control y Protecciones

para Transformadores de Potencia 115/34,5 kV.


para Sistema de Servicios Auxiliares.

E0938-53114-BE45607 Diagrama Funcional de Controlador Inteligente de

Subestación con Redundancia (Hot-By -System) con Panel

LCD.


para los Interruptores de Bancos de Capacitores En 115

kV.

E0938-53124-BI5600 Arquitectura del Sistema de Supervisión, Control y

Comunicación (Subestación Jobo Norte).

E0938-53134-BI5600 Arquitectura del Sistema De Supervisión, Control Y

Comunicación (Subestación Temblador PDVSA).

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6. DESCRIPCIÓN DE LAS SUBESTACIONES PROYECTADAS

La descripción de las subestaciones proyectadas, se hará haciendo énfasis en el arreglo

o configuración general de cada subestación, basadas en el diagrama unifilar definido

por PDVSA.

6.1. Descripción de la subestación Jobo Norte

La subestación Jobo Norte, según la adecuación proyectada, estará constituida

por (ver Diagrama Unifilar, Plano No. E0938-53124-BE21601):

6.1.1. Tipo

En 115 kV, tipo intemperie. Operacionalmente se clasifica como tipo NODAL, con

facilidades de conexión entre varias líneas de transmisión.

En 34,5 kV, tipo interior, en celdas Metal Clad. Operacionalmente se califica

como de distribución, para un grupo de circuitos alimentadores de diferentes

áreas operacionales.

6.1.2. Configuración

Barra principal y barra de transferencia o mantenimiento, en 115 kV, con

interruptor de enlace entre las dos barras, con seccionadores adicionales de

Bypass, para los interruptores de línea, y entre el interruptor y la barra de

transferencia, en conexión paralelo a nivel de estos seccionadores. Los

interruptores de los transformadores, no tienen estos seccionadores de Bypass.

En 34,5 kV, dos barras simples seccionadas con interruptor de enlace abierto.

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6.1.3. Líneas de transmisión de la subestación Jobo Norte

Las líneas de transmisión en 115 kV, asociadas a esta subestación son las

siguientes:

Morichal-Jobo Norte, distancia estimada 22,15 km, con conductor 700 kcmil,

considerada para protecciones como línea larga (Mayor de 10 km).

Cerro Negro (S.E. AQC) –Jobo Norte, distancia estimada 48,3 km, con

conductor 700 kcmil, considerada para protecciones como línea larga (Mayor

de 10 km).

Temblador PDVSA –Jobo Norte, distancia estimada 16,5 km, con conductor

700 kcmil, considerada para protecciones como línea larga (Mayor de 10

km).

Una salida incluida como reserva equipada.

6.1.4. Transformadores de potencia de la subestación Jobo Norte

Se tiene contemplado la instalación de dos (2) transformadores de potencia

115/34,5 kV, de 75/100/125 MVA, ONAN/ONAF1/ONAF2, con cambiador de

tomas automático para regulación de voltaje bajo carga, con capacidad para

trabajar con los dos transformadores en paralelo. Su instalación no contempla la

instalación de seccionadores de bypass. El arreglo de puesta a tierra será

mediante resistencia de puesta a tierra, para una corriente limitada a 400 A.

6.1.5. Líneas de media tensión de la Subestación Jobo Norte

Se ha definido que las líneas de media tensión o salidas de distribución en 34,5

kV, serán diez (10) en total. Correspondiendo las mismas a los circuitos de

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distribución para la alimentación de los campos de producción asociados a esta

subestación. Los sistemas de mando, control, protecciones y equipos asociados

de estas líneas, estarán ubicadas en el Switchgear en 34,5 kV, en la casa de

mando. Estas celdas también están equipadas con IEDs, y su comunicación con

el sistema de control está basada en la IEC 61850. Cada celda tiene sus

dispositivos de control y protecciones en la puerta de la celda. En media tensión

se tendrá un grupo de diez (10) celdas o salidas para los circuitos de distribución,

dos (2) celdas para los circuitos de alimentación (llegada en 34,5 kV de 2500 A,

celda de enlace. Dos (2) de las celdas o salidas de 1250 A, se usaran para los

sistemas auxiliares C.A. Los centros de distribución de potencia (CDP) en 34,5

kV, a usarse en el proyecto según información de los equipos mayores enviada

por PDVSA, tienen veinte (20) celdas de salida de 1250 A, por lo cual para esta

subestación, usando dos (2) celdas de 1250 A para las salidas de servicios

auxiliares, quedaran ocho (8) celdas de 1250 A de reserva.

6.1.6. Tableros de servicios auxiliares de la Subestación Jobo Norte

El tablero de servicios auxiliares alimentados desde dos (2) celdas del Switchgear

en 34,5 kV, con sus dos (2) transformadores de servicios auxiliares, alimentan

dos barras con esquema de secundario selectivo. En este tablero o centro de

distribución de potencia (CDP), se ubicarán dos (2) tableros de servicios

auxiliares, uno para cargas esenciales (CE) y otro para cargas no esenciales

(CNE). El sistema incluye generador de emergencia de respaldo para las cargas

esenciales.

Además del tablero de servicios auxiliares C.A (SACA), se dispone del tablero de

servicios auxiliares de C.C. (SACC), en 125 Vcc, el cual estará alimentado del

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tablero de servicios esenciales, mediante su correspondiente cargador de

baterías y banco de baterías.

6.2. Descripción de la Subestación Temblador PDVSA

La subestación Temblador PDVSA, según la adecuación proyectada, estará

constituida por (Ver Diagrama Unifilar, Plano No. E0938-53134-BE21601):

6.2.1. Tipo de la subestación Temblador PDVSA

En 115 kV, tipo intemperie. Operacionalmente se clasifica como tipo NODAL, con

facilidades de conexión entre varias líneas de transmisión.

En 34,5 kV, tipo interior, en celdas Metal Clad. Operacionalmente se califica

como de distribución, para un grupo de circuitos alimentadores de diferentes

áreas operacionales.

6.2.2. Configuración de la subestación Temblador PDVSA

Barra principal y barra de transferencia o mantenimiento, en 115 kV, con

interruptor de enlace entre las dos barras, con seccionadores adicionales de

Bypass, para los interruptores de línea, y entre el interruptor y la barra de

transferencia, en conexión paralelo a nivel de estos seccionadores. Los

interruptores de los transformadores, no tienen estos seccionadores de Bypass.

En 34,5 kV, dos barras simples seccionadas con interruptor de enlace abierto. En

media tensión se tendrá un grupo de catorce (14) celdas o salidas para los

circuitos de distribución, dos (2) celdas para los circuitos de alimentación (entrada

en 34,5 kV), celda de enlace y celdas para los sistemas auxiliares C.A.

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6.2.3. Líneas de transmisión de la subestación Temblador PDVSA

Las líneas de transmisión en 115 kV, asociadas a esta subestación son las

siguientes:

• Jobo Norte-Temblador PDVSA, distancia estimada 16,5 km, con conductor

700 kcmil, considerada para protecciones como línea larga (Mayor de 10

km).

• S/E El Salto –Temblador PDVSA, con conductor 700 kcmil, considerada para

protecciones como línea larga (Mayor de 10 km). La distancia estimada está

pendiente por PDVSA.

• Temblador CADAFE-Temblador PDVSA, distancia estimada 0,8 km, con

conductor 700 kcmil, considerada para protecciones como línea corta (Menor

de 10 km).

6.2.4. Transformadores de potencia de la subestación Temblador PDVSA

Basado en la documentación técnica de los equipos mayores, entregada por

PDVSA, se tiene contemplado la instalación de dos (2) transformadores de

potencia 115/34,5 kV, de 75/100/125 MVA, ONAN/ONAF/ONAF, con cambiador

de tomas automático para regulación de voltaje bajo carga, con capacidad para

trabajar con los dos transformadores en paralelo. Su instalación no contempla la

instalación de seccionadores de bypass.

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6.2.5. Bancos de capacitores de la subestación Temblador PDVSA

Se tiene contemplado la instalación de dos (2) bancos de capacitores de 15 MVAr

de potencia en 115 kV, los cuales estarán instalados uno en cada barra. Su

instalación no contempla la instalación de seccionadores de bypass.

6.2.6. Líneas de media tensión de la subestación Temblador PDVSA

Se ha definido que las líneas de media tensión o salidas de distribución en 34,5

kV, serán catorce (14) en total. Correspondiendo las mismas a los circuitos de

distribución para la alimentación de los campos de producción asociados a esta

subestación. Los sistemas de mando, control, protecciones y equipos asociados

de estas líneas, estarán ubicadas en el Switchgear en 34,5 kV, en la casa de

mando. Estas celdas también están equipadas con IEDs, y su comunicación con

el sistema de control está basada en la IEC 61850. Cada celda tiene sus

dispositivos de control y protecciones en la puerta de la celda. En media tensión

se tendrá un grupo de catorce (14) celdas o salidas para los circuitos de

distribución, dos (2) celdas para los circuitos de alimentación (llegada en 34,5 kV

de 2500 A, celda de enlace. Dos (2) de las celdas o salidas de 1250 A, se usaran

para los sistemas auxiliares C.A. Los centros de distribución de potencia (CDP)

en 34,5 kV, a usarse en el proyecto según información de los equipos mayores

enviada por PDVSA, tienen veinte (20) celdas de salida de 1250 A, por lo cual

para esta subestación, usando dos (2) celdas de 1250 A para las salidas de

servicios auxiliares, quedaran cuatro (4) celdas de 1250 A de reserva.

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6.2.7. Tableros de servicios auxiliares de la subestación Temblador PDVSA

El tablero de servicios auxiliares alimentados desde dos (2) celdas del Switchgear

en 34,5 kV, con sus dos (2) transformadores de servicios auxiliares, alimentan

dos barras con esquema de secundario selectivo. En este tablero o centro de

distribución de potencia (CDP), se ubicarán dos (2) tableros de servicios

auxiliares, uno para cargas esenciales (CE) y otro para cargas no esenciales

(CNE). El sistema incluye generador de emergencia de respaldo para las cargas

esenciales.

Además del tablero de servicios auxiliares C.A (SACA), se dispone del tablero de

servicios auxiliares de C.C. (SACC), en 125 Vcc, el cual estará alimentado del

tablero de servicios esenciales, mediante su correspondiente cargador de

baterías y banco de baterías.

7. PRINCIPIOS DE OPERACION

7.1. General

La selección y diseño adecuado de los componentes de todos los sistemas de

las subestaciones proyectadas, y en especial la integración de los equipos

principales de mando y control, con sus correspondientes enclavamientos

eléctricos, lógicos y mecánicos, los cuales deberán garantizar la operabilidad y el

desempeño eficiente del sistema como conjunto, con el objeto minimizar

impactos operacionales y de seguridad de las instalaciones y del personal, y así

reducir los tiempos de inactividad de las cargas, reducir los costos operativos y

aumentar la eficiencia de los procesos de producción asociados a las

subestaciones Jobo Norte y Temblador PDVSA, debe estar basada en los

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criterios de diseño y operación para los principales equipos de mando y control,

cuyas características y condiciones mínimas se indican a continuación:

Enclavamiento entre interruptores y seccionadores, para asegurar que

los seccionadores no cierren o abran con corrientes de carga

Enclavamiento entre los seccionadores y las cuchillas de tierra, las

cuales no podrán ser cerradas o poner a tierra una parte del circuito

energizado, y que a su vez el seccionador no podrá ser cerrado, con la

cuchilla de puesta a tierra cerrada.

Garantizar la secuencia correcta en las operaciones de transferencia de

carga o bypass de interruptores o de la propia barra

Garantizar que el interruptor de enlace, solo se puede cerrar si sus dos

seccionadores adyacentes están abiertos o cerrados.

Los sistemas de enclavamiento para la operación de aparatos de maniobra

motorizados o con accionamientos eléctricos, deben tener sistemas de

enclavamiento eléctricos. El estado o posición correcta de los enclavamientos

debe ser verificada automáticamente como parte de la lógica de inicio de una

operación, desde cualquier posición de operación, automática o secuencial.

Los sistemas de enclavamiento para la operación de aparatos de maniobra que

siendo motorizados, se requiera su operación por razones de emergencia de

forma manual, tendrán facilidades para deshabilitarlos, según se indica en el

siguiente punto. En todo caso el operador debe efectuar la misma verificación de

secuencia de operaciones requerida en cada caso, lo cual debe estar descrito en

el manual de operaciones.

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Los sistemas de enclavamiento deben ser, cuando sea práctico, de falla segura.

Los mismos no pueden ser deshabilitados sin el uso de herramientas, puentes

físicos o cualquier dispositivo diseñado específicamente para el propósito de

deshabilitar el bloqueo, el cual debe ser mantenido bajo llave y que para su uso

se requiera la aprobación de personal autorizado de PDVSA.

Bloqueo parcial de cuchillas de tierra de llegadas de línea a las subestaciones,

es aceptable solamente, donde no sea razonablemente practico extender el

bloqueo a los interruptores extremo remoto. De ser requerido en este diseño,

cualquier bloqueo parcial de una cuchilla de tierra a la entrada de una

subestación, el mismo debe tener en el tablero frontal de operación, un aviso

que diga “ADVERTENCIA, ESTA CUCHILLA DE TIERRA NO ESTA

TOTALMENTE ENCLAVADA CON EL INTERRUPTOR DE LA FUENTE. SIGA

PROCEDIMIENTO ADICIONAL”.

El enclavamiento debe ser efectivo para ejecutar secuencias de operación

cuando las mismas están siendo seguidas en cualquier dirección (por ejemplo; si

una cuchilla de puesta a tierra debe estar cerrada antes de poder accesar o

abrir la puerta de acceso del gabinete, entonces la puerta de acceso debe estar

cerrada en forma segura antes de que la cuchilla de puesta a tierra de puesta a

tierra pueda ser abierta.

Los esquemas de enclavamiento, deben ser razonablemente prácticos, y

en ese sentido su diseño debe proveer la flexibilidad operacional

requerida, y no deben imponer secuencias fijas de operación sin que

estas sean requeridas.

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Los esquemas de enclavamientos propuestos en el diseño final de este

proyecto, deben ser remitidos a servicios eléctricos PDVSA para su

aprobación.

7.1.1. Enclavamientos Mecánicos

Los enclavamientos mecánicos, incluidos como parte de los mecanismos internos

de operación de seccionadores, como los usados internamente en seccionadores

de puesta a tierra, representan el máximo nivel de seguridad y obliga a la

intervención de personal de operaciones, que además de los bloqueos

mecánicos debe incluir en los correspondientes manuales de operación, pasos de

verificación física de la efectiva conexión o desconexión de contactos. El

siguiente nivel de seguridad se logra con la implementación de bloqueos

mecánicos tipo llaves, que pueden ser del tipo bloqueo abierto (LA), o bloqueos

cerrados (LC), los cuales también requieren la intervención de personal de

operaciones.

Los enclavamientos o interlock mecánicos salvo acuerdo o autorización de parte

de PDVSA, serán del tipo bloqueo con llave (Key Interlock).

Las llaves de interlock o bloqueo mecánico, serán del tipo sin copia master, es

decir no se puede suministrar o fabricar ninguna llave maestra. Las llaves de

bloqueo, no pueden ser intercambiables con otras ubicadas en el mismo sitio o

subestación.

La llaves o bloqueos de llave, serán grabadas con una referencia o identificación

que deberá ser única para el sitio de la subestación. La identificación deberá

incluir el número del equipo de maniobra donde se encuentran en condiciones

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normales de operación; dicha identificación debe ser aprobada por PDVSA. Las

ubicaciones o equipos deben ser identificados con el identificador de la llave de

bloqueo requerida.

Donde se suministran cajas de intercambio de llaves, las mismas se situarán en

la ubicación más conveniente con respecto a la secuencia de operación normal

de las subestación.

Cuando el enclavamiento mecánico o bloqueo de llave, aplique para el

seccionador y la cuchilla de puesta a tierra, se aplicarán los requisitos de bloqueo

adicionales especificados para los otros equipos de maniobra asociados según la

secuencia de operación requerida.

7.1.2. Enclavamiento eléctrico

Los enclavamientos eléctricos pueden ser del tipo llave, que requieren la

participación del personal de operaciones para su liberación, o pueden ser

tomados de contactos auxiliares de seccionadores o interruptores, los cuales

pueden cumplir la función de permisivos o bloqueos para la operación de

seccionadores o interruptores; la selección de los mismos depende del grado de

automatización que requiera PDVSA.

Además de la lógica normal de enclavamiento o bloqueo, que deben cumplir los

enclavamientos eléctricos, una instalación o circuito de bypass será provisto para

permitir que el sistema de bloqueo de cada seccionador o cuchilla de puesta a

tierra, pueda ser inhabilitado, cuando las circunstancias operacionales así lo

requieran, y esta operación no presente riesgos a los operadores o instalaciones.

Este Bypass, puede ser en forma de un interruptor de reinicio (Reset) o pulsador

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de derivación paralela de circuitos eléctricos o por otro medio convenido y

autorizado por PDVSA. La instalación de inhabilitación del enclavamiento debe

cumplir con los requisitos de seguridad aplicables a cada caso.

7.1.3. Enclavamiento eléctrico basado en microprocesadores

Además de lo indicado en el punto 7.1.2, en relación con los enclavamientos

eléctricos, y basados en la tecnología disponible, los enclavamientos eléctricos

podrán estar basados en programas en los correspondientes microprocesadores

de las unidades o tableros de control, en los cuales cualquier combinación de

entradas lógicas programadas, para las cuales una salida lógica haya sido

especificada o programada, debe originar una salida que corresponde con la

lógica programada.

7.2. Seccionadores

Los seccionadores, tanto de las salidas de transformación como los de salida de

línea, deben cumplir con los siguientes criterios de diseño:

Solo podrán ser operados con su correspondiente interruptor en posición

abierto

El seccionador o cuchilla de puesta a tierra solo podrá ser cerrado

cuando el seccionador asociado esté en posición abierto.

Los seccionadores con cuchilla de puesta a tierra integrada, tendrán

enclavamiento mecánico a través del mismo mecanismo de

accionamiento de los dos seccionadores.

Entre los interruptores y los seccionadores asociados, los enclavamientos

serán del tipo mecánico para los seccionadores y eléctrico para el

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interruptor, ambos operados con llaves de bloqueo. Este punto es

tomado de la norma CADAFE NSP-280, sección 3..1.1, punto d.

Los seccionadores que pueden conectar cada tramo de línea con la

barra de transferencia, solo podrán ser cerrados con la barra de

transferencia desenergizada; por lo cual para esta operación el

interruptor de enlace debe estar abierto; tampoco podrá ser cerrado otro

de los seccionadores que pueda conectar otras entradas de línea a la

barra de transferencia estando una de las líneas ya conectada a la barra

de transferencia, es decir solo se podrá operar un seccionador de la

barra de transferencia, estando el resto de los otros seccionadores de

transferencia abiertos.

Los seccionadores de 115 kV motorizados serán operados desde el despacho

de carga a través de un (1) sistema de comunicación vía onda portadora, desde

la sala de control vía fibra óptica entre la caseta de control y las bahías de la

subestación o desde el gabinete del seccionador a través de un selector de

operaciones local-remoto. Para su operación se proveerán a los seccionadores

con este selector en el gabinete del mismo, el cual transferirá el mando hacia la

sala de control. Además en la sala de control, mediante selector incluido en la

lógica del programa, el operador en su estación de trabajo (Interface Hombre

Maquina), transferirá el mando hacia el despacho de carga vía onda portadora o

microondas. Igualmente el diseño incluirá, el sistema de enclavamientos o

bloqueos del tipo eléctrico, lógico y mecánico, los cuales deberán evitar la

ejecución de operaciones incorrectas, que puedan poner en riesgo tanto al

personal de operaciones que realizan las maniobras, como al propio equipo. Los

dispositivos o equipos bajo dicha filosofía de operación, permitirán las

operaciones de seccionamiento en una forma secuencialmente lógica que

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imposibilite la ejecución de cualquier operación en forma inadecuada. Las llaves

o enclavamientos mecánicos serán del tipo cautiva, y solo serán liberados ante

la actuación u operación en la secuencia adecuada del equipo que corresponda.

La filosofía de estos enclavamientos serán reflejados en las secciones

correspondientes en este documento cuyas secuencias o filosofía de operación,

serán la base para los diagramas funcionales de mando y control; además en el

diagrama unifilar general de cada subestación, se plantean los enclavamientos,

entre los seccionadores y su correspondiente interruptor.

Además de los enclavamientos, o interlock ( I ), bloqueos o permisivos, indicados

entre los interruptores y sus seccionadores asociados, se deben contemplar los

enclavamientos para los seccionadores o cuchillas de puesta a tierra, los cuales

estarán bloqueados para la puesta a tierra ante la presencia de voltaje en las

partes del circuito que será puesto a tierra, el bloqueo puede lograrse mediante

una señal de voltaje de la parte del circuito que será puesto a tierra, y mediante

la señal local o remota del interruptor o interruptores que energizan la parte del

circuito que será puesto a tierra. Cuando la cuchilla de puesta a tierra está

integrada a un seccionador, la misma estará bloqueada para el cierre si su

correspondiente seccionador está cerrado; una vez abierta la cuchilla de puesta

a tierra, el seccionador correspondiente estará habilitado para su operación de

cierre, siempre y cuando el resto de la lógica permita esa operación.

7.3. Interruptores

Los interruptores podrán ser operados desde el despacho de carga a través de

un (1) sistema de comunicación vía onda portadora, desde el tablero de control y

mando en la sala de control vía fibra óptica entre la caseta de control y las

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bahías de la subestación o desde el gabinete del interruptor a través de un

selector de operaciones manual-local-remoto. Para realizar esta operación se

contará con un selector manual-local-remoto en el gabinete y/o panel del

interruptor, el cual transferirá el mando hacia la sala de control. Además en la

sala de control, mediante selector incluido en la lógica del programa, el operador

en su estación de trabajo (Interface Hombre Maquina), transferirá el mando

hacia el despacho de carga vía onda portadora o microondas. Cuando el

selector local-remoto del Tablero de Control y Mando del interruptor sea

colocado en la posición local, la operación solo podrá realizarse desde dicho

sitio. Si el selector de tablero o gabinete del interruptor, es colocado en posición

remoto, la operación podrá realizarse desde la sala de control para lo cual el

selector incluido en la lógica del programa de la estación de trabajo de la sala de

control, deberá estar en posición local; no obstante si este selector está en

posición remoto, la operación del interruptor, solo podrá ejecutarse desde el

despacho de carga a través del sistema de comunicación. Además de los

enclavamientos de autoridad descritos anteriormente, existen requisitos de

sincronización, los cuales son obligados para todas las entradas de línea, al

conectarse a cualquiera de las barras (Barra principal o barra de transferencia), y

para el enlace de barras, la cual se logra en cada interruptor mediante la función

de chequeo o verificación de sincronismo (función 25), que estará habilitada en

todos los esquemas de protección de estos interruptores. Es importante

considerar en el diseño, las facilidades para sincronizar durante las diferentes

situaciones operacionales que se puedan presentar, entre ellas: Sincronización

línea energizada a barra energizada, Sincronización línea energizada a barra

desenergizada, Sincronización entre barra principal o de transferencia

energizada y su otra barra energizada o desenergizada. Para la sincronización

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entre líneas o barras energizadas, se deben cumplir con los límites de

deslizamiento de frecuencia, diferencia entre ángulo de fase y diferencia de

voltajes.

8. CONTROL DE LA SUBESTACIÓN

El control de la subestación, se llevará a cabo desde un centro remoto mediante un

sistema de mando centralizado. Por lo tanto, se preverá espacio en las borneras de los

equipos y tableros respectivos para incorporar sin dificultades las órdenes de cierre y

apertura y la indicación “abierto” o “cerrado” de los interruptores en 115 kV y 34,5 kV,

seccionadores de línea (excepto la cuchilla de puesta a tierra), seccionadores de barra y

seccionadores rompe cargas en 115 kV. Los seccionadores de puesta a tierra de 115

kV, tendrán indicación de posición mediante relés tipo semáforo, e indicación de

posición hacia el despacho de carga.

Todos los dispositivos de medición local y remota serán inteligentes, de innovadora

tecnología electrónica digital (IED), con capacidad de comunicación en un sistema de

red. El funcionamiento del sistema de control y supervisión en la subestación, constará

de una RTU, que recopilará las señales de alarma, indicación y control de la

subestación mediante una comunicación vía red fibra óptica y Multidrop RS-485/232

entre los equipos electrónicos inteligentes (IED), para enviarlas al sistema SCADA del

despacho de carga, a través de un enlace de comunicaciones.

La arquitectura será de tipo anillo redundante y los dispositivos tendrán capacidad para

comunicarse a través de protocolos DNP 3.0, MODBUS, TCP/IP e IEC608870-5-104

con opción del protocolo IEC61850. Sobre este esquema de comunicaciones, se

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establecerán los enlaces de datos necesarios para permitir la transferencia de

información (estados, alarmas, control del equipo, y protección asociada), desde los

equipos electrónicos inteligentes, hacia la RTU.

9. PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN

Las protecciones de la Subestación, serán centralizadas en los distintos tableros

diseñados para tal fin, la indicación de operación visual será por medio de banderas

ubicadas en el frente del tablero respectivo, o por diodos emisores de luz indicando la

protección que operó al momento de ocurrir la falla. Además existirá conexión con el

tablero de alarma, donde se presentan las alarmas mayores y menores discriminados, a

su vez esas alarmas son enviadas por el sistema de comunicación hasta el Despacho

de Carga de PDVSA.

En general, todos los relés serán del tipo numérico, de alta velocidad de disparo, menor

o igual 30 ms, multifuncional, con tecnología de microprocesador con algoritmo

matemático, capacidad de comunicación mediante un sistema de red local y remota,

aislados de forma óptica, registro oscilográfico y de eventos.

Las arquitecturas y soluciones, deberán estar dirigidas a incrementar los niveles de

confiabilidad y disponibilidad sin perjuicio de la flexibilidad operacional, y deberán ser

aprobadas por PDVSA.

9.1. DESCRIPCIÓN DE LAS PROTECCIONES

Las protecciones para las dos subestaciones son similares, con los distingos de

algunas aplicaciones o funciones exigidos por las diferencias entre las líneas de

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llegada; en todo caso se describirán las protecciones en forma general, las cuales

fueron seleccionadas por PDVSA, como parte de la filosofía de protecciones

estándar para el área donde están ubicadas las subestaciones; esta descripción

se incluye, en vista que las protecciones seleccionadas y adoptadas, están muy

relacionadas con la filosofía de operación y control que se deberá implantar.

Los relé seleccionados por PDVSA, para el sistema de protecciones que en

forma similar se aplicarán a las dos subestaciones en proyecto, son de última

generación, de tecnología microprocesadores, del tipo numérico.

9.1.1. Dispositivos Electrónicos Inteligentes

Todos los dispositivos de medición local y remota serán inteligentes, de

innovadora tecnología electrónica digital (IED), con capacidad de comunicación

en un sistema de red. Estos dispositivos, conocidos por su nombre y siglas en

inglés “Intelligent Electronic Device (IED)”, los cuales serán usados como

elementos principales del sistema de control y protección, además de las

múltiples funciones de protección (5 a 12), pueden efectuar funciones de control

(5 a 8), basadas en comandos de control y en los parámetros de las variables

eléctricas para las cuales hayan sido programados. También tienen funciones de

autodiagnóstico.

Los dispositivos IED’s, en general, poseen las siguientes funciones de control:

• Entradas digitales configurables.

• Salidas digitales configurables.

• Puerto de comunicación para funciones de sincronismo, del sistema de

registro oscilográfico y de eventos.

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• Posibilidades de comunicación con el sistema SCADA, el cual usa

protocolo DNP versión 3.0.

• Posibilidad de habilitar y deshabilitar, desde el Centro de Control,

funciones tales como: Sobrecorriente de Neutro instantánea y

temporizada (50/51N), y Reenganche (79), alcance de relés de distancia

(21/21N), usando entradas digitales previamente programadas. Las

señales asociadas a dichas entradas digitales podrán ser activadas de

forma remota a través del sistema SCADA.

Por otra parte, los IED’s, poseen excelentes facilidades de comunicación

especialmente adaptadas para la automatización de subestaciones; todas estas

facilidades están enmarcadas en la IEC 61850. Las comunicaciones se pueden

manejar entre equipos (entre IED’s), y entre los equipos y la casa de mando, para

luego mediante conversión de protocolo se logra su adaptación al modo de

comunicación de los SCADA. Manejan información o mensajes de tiempo crítico

y no crítico, mediante OSI/TCP/IP/Ethernet, para los mensajes de tiempo no

crítico, con soporte (GOOSE/GSSE) y mediante protocolo MMS. Su

comunicación a nivel estación y bus de proceso, o entre los IED’s y los tableros

de la casa de mando se efectúa por medio de fibra óptica.

9.1.2. Teleprotecciónes

La tele protección deberá disponer de dos medios de comunicación redundantes

con tecnologías diferentes. Estas tecnologías con todos los equipos requeridos

para cada subestación, se implementarán y deben estar diseñados de la

siguiente forma:

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En caso de líneas cortas y medias será a través de fibra óptica conmutada con

microondas (digital) en caso de falla.

En caso de líneas largas será a través de onda portadora conmutada con

microondas (digital) en caso de falla.

La teleprotección por medio de onda portadora será el sistema principal de

comunicación para la mayoría de las líneas de este proyecto; por lo cual a

continuación se describe en forma general el sistema y sus principales

características:

El sistema de comunicación por onda portadora, utiliza la infraestructura existente

de líneas de transmisión entre subestaciones, entre las cuales por requerimientos

de las protecciones eléctricas de las líneas, en nuestro caso especialmente las

protecciones de distancia para las líneas largas, debe existir comunicación en

tiempo real, mediante la cual los terminales de línea entre dos subestaciones, se

intercambian información vital para el funcionamiento de las protecciones de

distancia. El sistema funciona mediante el acoplamiento de capacitores para

conectar en terminal las señales de radio frecuencia que serán captadas en el

terminal opuesto, mediante el uso de trampas de onda. Para esta aplicación se

usan frecuencias típicas entre 30 y 500 KHz. Las señales de frecuencia

portadora, con la información que se debe transmitir, se acoplan para el caso de

líneas de transmisión doble terna, en las fases del medio de cada circuito (Fase

según secuencia de fases identificada como de color azul), en el caso de líneas

simple terna, se acoplan a las fases según código de secuencia de fases, a las

fases azul y amarillo. Los sistemas de teleprotección para las subestaciones en

diseño, serán utilizados principalmente, para enviar información que permite

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identificar la distancia de la falla mediante los parámetros de impedancia de las

líneas, identificando las zonas de protección de la línea, las cuales pueden ser

más de una, correspondiendo a la zona 1, la de menor tiempo de operación y a

las zonas 2,3 y 4, zonas con mayores tiempos de operación. Dependiendo de la

zona donde se ubique la falla, el sistema de protecciones toma la decisión de

disparar el interruptor correspondiente para aislar la falla. El sistema de onda

portadora, además de las señales de protección puede llevar otra información de

voz y datos.

9.1.3. Funciones y equipos especiales

Oscilografía.

Registro de eventos.

Se instalara un sistema de posicionamiento global (GPS) que permite la

sincronización de todos los relés de protección de la subestación,

incluyendo las funciones especiales.

9.2. Descripción de las protecciones por equipo o parte del sistema protegido

9.2.1. Protección de las líneas de 115 kV

Las protecciones de las líneas de 115 kV, serán definidas según la longitud o

clasificación de las líneas, y se tendrá una protección para líneas cortas y medias

y otra para líneas largas. Estas protecciones estarán ubicadas físicamente en un

tablero ubicado en la casa de mando o sala de control incluida como parte de

este proyecto.

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Protección primaria líneas cortas y medias: Para la protección primaria de líneas

cortas y medias, se activará la función de protección diferencial y como función

alterna, la protección de distancia de baja impedancia (87L, 21/21N).

Protección primaria líneas largas: La protección primaria de las líneas largas de

115 kV, será del tipo de distancia o de baja Impedancia (21/21N), con elementos

de medición independientes para fase y tierra, con un mínimo de cuatro zonas de

operación temporizables y direccionables, tipo MHO y/o cuadrilateral y con

facilidades de comunicación, todas ajustadas según el estudio de coordinación de

protecciones.

Protección de Respaldo (aplica a todas las líneas): Se usará como protección

secundaria de las líneas de 115 kV, relés del tipo de distancia o de baja

Impedancia (21/21N), con elementos de medición independientes para fase y

tierra, con un mínimo de cuatro zonas de operación programadas según los

requerimientos del estudio de coordinación de protecciones; y relés de

sobrecorriente direccional, trifásicos, con unidades de fase y neutro (67/67N), con

su esquema de lógica flexible por comparación direccional (POTT (21/21N) y

desbloqueo (67/67N) con Weak-Infeed & Echo, según norma IEEE C37.113. Las

características tiempo-corriente se ajustarán según el estudio de coordinación de

protecciones y las normas IEC y ANSI. Adicionalmente, se activará la función de

protección de falla de interruptor (50/62-BF), con su correspondiente 86BF, que

controle el disparo y bloqueo de todos los interruptores que lo rodeen y en forma

transferida al extremo remoto, y un relé de supervisión del circuito de disparo

(74TC).

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Además de las protecciones anteriores, se activara la función de verificación de

sincronismo (25), como un bloqueo al cierre del interruptor, para evitar el cierre

en condiciones fuera de sincronismo.

9.2.2. Protección de los transformadores 115-34,5 kV e interruptores

principales de barras en 34,5 kV

Los equipos de protección de los transformadores N° 1y 2, de cada subestación,

estarán ubicados físicamente en sus correspondientes tableros de protección, a

instalar en la casa de mando o sala de control a construir con este proyecto. Las

protecciones para los transformadores de las dos subestaciones, serán iguales y

tendrán las funciones activadas.

El transformador tiene sus protecciones internas propias tales como: relé

Buchholz o relé de presión súbita (63), relé de imagen térmica (26), relés de

control y protección de los sistemas de enfriamiento (49) y cambiador de tomas.

Estos relés son parte inherente del transformador y no son considerados en este

documento debido a que son definidos por el fabricante del transformador; en

todo caso se deben activar según las indicaciones o información técnica del

transformador.

Protección Primaria: La protección principal, será mediante la función diferencial

de transformador (87T), sensible a fallas internas, entre fases y a tierra, que

ocurran dentro de la zona protegida. La protección deberá ser estable ante la

ocurrencia de fallas externas de magnitud igual al Nivel de Cortocircuito Máximo

de la subestación. La protección se alimentará de transformadores de corriente

multirelacion ubicados a ambos lados del transformador y con relaciones de

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1200/5-MR (lado de 115 kV) y de 3000/5-MR (lado de 34,5 kV); la relación en el

neutro es 600/5. Para el cambiador bajo carga (CBC), será de 1470/5, y para

imagen térmica sea de 1470/1,5; destacando que los transformadores de

protección serán del tipo C-200 (datos tomados de la información técnica de los

equipos mayores suministrada por PDVSA).

El esquema de protección diferencial del transformador estará constituido por:

Un (1) relé diferencial (87T) para protección de transformadores de dos (2)

devanados, trifásico, un (1) relé auxiliar de disparo y bloqueo principal, de

reposición manual, de alta velocidad (86T) y un relé de supervisión del circuito de

disparo, que estará destinado a vigilar las condiciones de funcionamiento del

mencionado relé auxiliar de disparo y bloqueo (Lockout).

El relé diferencial será de alta velocidad, con característica diferencial porcentual

ajustable entre 20 y 50%, según ajustes indicados en el estudio de coordinación

de protecciones. Cada elemento de fase tendrá una sensibilidad tal que opere

para una corriente diferencial de al menos 10% de su corriente nominal (la

corriente nominal secundaria es de 5 A).

El relé diferencial no debe producir falsas operaciones durante la energización del

transformador, por lo cual, deberá tener activado el filtro de armónicos, el cual

bloqueará la operación del relé cuando haya predominio de la 2° armónica. Sin

embargo, el relé debe discriminar y operar en caso que se energice el

transformador con falla, caso en el cual la cantidad de la componente

fundamental (60 Hz) debe prevalecer sobre la cantidad de bloqueo.

El relé está provisto de unidades instantáneas de sobrecorriente de alto ajuste.

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Los relés se adaptan a cualquier grupo de conexión del transformador y a

cualquier tipo de conexión de los transformadores de corriente. La operación del

relé diferencial será sobre un relé auxiliar de disparo y bloqueo de alta velocidad

(86T), el cual al operar dará orden de:

Apertura del interruptor principal (115 kV).

Bloqueo del cierre del interruptor principal (115 kV).

Apertura del interruptor principal (34,5 kV).

Bloqueo del cierre del interruptor principal (34,5 kV).

Alarma.

Se requiere un relé de supervisión del relé de disparo y bloqueo (74TC), que

vigile en todo momento las condiciones de funcionamiento del mismo.

La zona de protección diferencial estará comprendida entre los

transformadores de corriente del lado de 115 kV, conectados en estrella y los

transformadores de corriente del lado de 34,5 kV, también conectados en

estrella.

Protección Secundaria: Se activarán como protección secundaria del

transformador, incluyendo los tramos de circuitos en 115 kV y 34,5 kV, las

siguientes funciones:

En el lado de alta: sobrecorriente, trifásico, con unidades temporizadas de fase y

neutro (51/51N) y con unidades instantáneas (50/50N). Esta protección debe

proveer protección de sobrecarga al transformador, pero permitiendo su

energización segura (su característica deberá poder ajustarse entre la curva de

“INRUSH” y la curva de daños del transformador). Los elementos de fase y

neutro se deberán poder coordinar con la protección de sobrecorriente, de fase y

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neutro, del interruptor principal en 34,5 kV. La protección de sobrecorriente tendrá

asociada un (1) relé auxiliar de disparo y bloqueo secundario, de reposición

manual, de alta velocidad (86T).

Además, se debe activar la función de protección de falla de interruptor (50/62-

BF), con su correspondiente 86BF, que controle el disparo y bloqueo de todos los

interruptores aplicables, y dos (2) relés de supervisión del circuito de disparo

(74TC). Estos últimos elementos estarán destinados a vigilar las condiciones de

funcionamiento de las dos (2) bobinas de disparo del Interruptor lado 115 kV.

Además de las protecciones anteriores, según el estudio de coordinación de

protecciones, se debe evaluar la activación del relé de potencia inversa (32).

Interruptor principal en barra de 34,5 kV: se activará la función del relé de

sobrecorriente, trifásico, con unidades temporizadas de fase y neutro (51/51N) y

con unidades instantáneas (50/50N). Esta protección, además de proveer

protección de sobrecarga al transformador, es la protección principal de la barra

de 34,5 kV y respalda a los elementos de protección “aguas abajo”. Los

elementos de fase y neutro coordinarán, “aguas arriba” con la protección de

sobrecorriente (fase y neutro) en alta del transformador y “aguas abajo” con la

protección de sobrecorriente de fase y neutro, del enlace de barras en 24 kV y

con la protección de sobrecorriente de fase y neutro, de las salidas en 24 kV.

Además, se activará el relé de supervisión del circuito de disparo (74TC). Este

último elemento estará destinado a vigilar las condiciones de funcionamiento de

la bobina de disparo del Interruptor lado 34,5 kV.

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También, cada Interruptor principal de 34,5 kV, tendrá una Protección contra

Arcos en barra de 34,5 kV, dentro de las Celdas 34,5 kV. Esto es, en el caso que

al ocurrir cualquier falla que no sea despejada a tiempo, se podría evitar una

reacción en cadena de daños impactantes a equipos contenidos dentro de las

celdas y posibles efectos perjudiciales a personas cercanas al lugar. El principio

de operación de esta protección es vía fibra óptica para la detección de los arcos,

el disparo será iniciado por luz, o luz y sobrecorriente trifásica, con una

disponibilidad de lógica de selectividad, y un tiempo de operación igual o inferior

a 2,5 ms.

También deberá contar con un monitoreo continuo del estado de los sensores de

la fibra óptica, y la Protección de Falla de Interruptor (50/62-BF).

9.2.3. Protección de los bancos de capacitores en 115 kV

Los capacitores a usar, según información entregada por PDVSA, son de 15

MVAr cada uno, en 115 kV, conexión Y flotante; los bancos a usar son marca

ABB, y están integrados cinco (5) grupos por fase, con su correspondiente fusible

de protección para fallas internas de los capacitores en cada grupo, lo cual

constituye la protección contra cortocircuito por grupo de capacitores, el fusible

incluido por cada grupo es marca ABB, del tipo expulsión, modelo CXP, tamaño

8K, el cual tiene como propósito evitar la ruptura del capacitor, por lo cual su

selección debe estar coordinada con la curva de ruptura del capacitor. La

actuación de estos fusibles por grupo, genera una alarma y deja fuera la serie

correspondiente al capacitor fallado. La operación en estas condiciones, puede

originar una falla por desbalance y hacer actuar la protección correspondiente; no

obstante cada grupo de capacitores tiene una cuchilla en paralelo que permite

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hacer el bypass del grupo de capacitores fallado; esta operación es factible,

siempre y cuando el desbalance causado no esté por encima del máximo valor

permitido, quedando el recurso de igualar los capacitores en las diferentes fases,

disminuyendo así la potencia reactiva del banco, sacando de servicio otros

bancos de capacitores similares al fallado en las fases no falladas.

Además de la protección por fallas internas el banco tiene instalado entre el

centro de la estrella (neutro) y tierra, un transformador de potencial de relación

578/1000:1/1, el cual se usara para la medición de voltaje de neutro o voltaje de

secuencia cero, con lo cual se debe habilitar la protección por desbalance de

voltaje, usando la función de Sobrevoltaje (59).

Además de las protecciones anteriores, por los fusibles y por desbalance

detectada por Sobrevoltaje entre neutro y tierra, se deben habilitar las

protecciones de fase, que pueden ser 50/51, 51/N, para fallas entre el punto de

suministro y el punto de conexión del banco de capacitores; la protección de

sobrecorriente (51), se puede reemplazar por la función 67N, dependiendo del

tipo de relé a utilizar.

Para fallas entre fases en el medio del rack de instalación, lo cual es

medianamente factible, falla que no genera desbalance, puede ser detectada por

sobrecorriente direccional de secuencia negativa. En todo caso este esquema

con sus niveles de ajuste y coordinación, debe confirmarse en los estudios

filosofía y coordinación de protecciones.

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9.2.4. Protección de barras 115 kV e interruptor de enlace

Las protecciones de las barras en 115 kV estarán dentro de un tablero, a instalar

en la casa de mando o sala de control a construir con este proyecto. Las

protecciones para las dos barras, serán iguales y tendrán las funciones activadas,

solo se distinguen por el número de salidas que conforman el límite de protección

de cada barra.

La Protección para cada una de las dos Barras en 115 kV estará constituida por

un (1) relé de diferencial de barras (87B), trifásico, un (1) relé auxiliar de disparo y

bloqueo principal, de reposición manual, de alta velocidad (86B) y un relé de

supervisión del circuito de disparo, que estará destinado a vigilar las condiciones

de funcionamiento del mencionado relé auxiliar de disparo y bloqueo (86B).

El interruptor de enlace entre las dos barras en 115 kV, también contará con la

función de protección de falla de interruptor (50/62-BF), con su correspondiente

86BF, que controle el disparo y bloqueo de todos los interruptores aplicables

según corresponda, y dos (2) relés de supervisión del circuito de disparo (74TC).

Estos últimos elementos estarán destinados a vigilar las condiciones de

funcionamiento de las dos (2) bobinas de disparo del Interruptor.

Además de las protecciones anteriores, se activará la función de verificación de

sincronismo (25), como un bloqueo al cierre del interruptor, para evitar el cierre

en condiciones fuera de sincronismo.

Se activará la protección de cada barra, solapada en el interruptor de enlace; por

lo cual el interruptor de enlace deberá disponer de dos juegos de CT, uno en

cada uno de los bushing de cada lado del interruptor.

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Según se puede ver en el diagrama unifilar, la subestación Jobo Norte, no tiene

seccionador de bypass, de los interruptores de llegada de línea; no obstante en el

caso de la subestación Temblador PDVSA, el caso es diferente debido a que en

esta subestación existe la facilidad de hacer bypass a los interruptores de llegada

de línea; por lo cual en cada subestación se presentan dos (2) situaciones

operacionales diferentes, que afectan los esquemas de protección, las cuales se

analizaran a continuación:

Subestación Jobo Norte:

Cargas Transferidas a la Barra de Transferencia; en este caso la barra principal

está aislada, puede ser por razones de falla o de mantenimiento; por lo cual el

esquema de protecciones se puede ver afectado y requerir un esquema temporal,

no obstante para definir o verificar los criterios de protección, analizando

principalmente la protección principal que quedara operando para las barras y

para las líneas, a continuación, en la TABLA 2. CUADRO OPERACIONAL CON

LA CARGA TRANSFERIDA A LA BARRA DE TRANSFERENCIA - JOBO NORTE

TABLA 2. CUADRO OPERACIONAL CON LA CARGA TRANSFERIDA A LA BARRA DE TRANSFERENCIA – JOBO NORTE

Sección de la

Subestación

Estado de los

Interruptores y

Seccionadores

A=Abierto

C= Cerrado

Protecciones

Principales que

se Activan

Ante Fallas

Indicadas

Interruptores

que reciben

orden de

disparo

Observaciones

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Código A C

Bahía Línea 1 H-105,

H-103,

H-106,

H-107

X 21P-Terminal

remoto y local

L1, para fallas

en la línea.

H-105 e

interruptor en el

terminal

opuesto de la

línea.

Ver Nota.

H-104 X 87BBT-JN para

fallas en la

barra.

H-105, H-205,

H-305, H-405,

H-130, H-110 y

H-210.


H-203,

H-206,

H-207

X 21P-Terminal

remoto y local

L2, para fallas

en la línea.

H-205 e

interruptor en el

terminal

opuesto de la

línea.

Ver Nota.


fallas en la

barra.

H-105, H-205,

H-305, H-405,

H-130, H-110 y

H-210.


H-303,

H-306,

H-307

X 21P-Terminal

remoto y local

L3, para fallas

en la línea.

H-305 e

interruptor en el

terminal

opuesto de la

Ver Nota.

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línea.


fallas en la

barra.

H-105, H-205,

H-305, H-405,

H-130, H-110 y

H-210.


H-403,

H-406,

H-407

X 21P-Terminal

remoto y local

L4, para fallas

en la línea.

H-405 e

interruptor en el

terminal

opuesto de la

línea.

Ver Nota.


fallas en la

barra.

H-105, H-205,

H-305, H-405,

H-130, H-110 y

H-210.

Enlace de Barras H-130,

H-134,

H-136

X NA NA Este enlace esta

abierto, por lo cual no

aplica.

Ver Nota.

Salida hacia

Transformador 1

H-110,

H-116,

H-113,

X 87T1-JN, para

fallas en el

transformador

H-110, e

interruptor en el

sec. del Tx.

Ver Nota.

H-114 X 87BBT-JN, para

fallas en la

H-105, H-205,

H-305, H-405,

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barra H-130, H-110 y

H-210.

Salida hacia

Transformador 2

H-210,

H-216,

H-213,

X 87T1-JN, para

fallas en el

transformador

H-210, e

interruptor en el

sec. del Tx.

Ver Nota.

H-214 X 87BBT-JN, para

fallas en la

barra

H-105, H-205,

H-305, H-405,

H-130, H-110 y

H-210.

Nota: Las protecciones no se alteran por el hecho de que la carga esta transferida a la barra de transferencia, cada una de las

barras tiene su protección diferencial de barra por separado y solapadas.

Subestación Temblador PDVSA:

Cargas Transferidas a la Barra de Transferencia; en este caso la barra principal

está aislada, puede ser por razones de falla o de mantenimiento; por lo cual el

esquema de protecciones se puede ver afectado y requerir un esquema temporal,

no obstante para definir o verificar los criterios de protección, analizando

principalmente la protección principal que quedara operando para las barras y

para las líneas, a continuación, en la TABLA 3. CUADRO OPERACIONAL CON

LA CARGA TRANSFERIDA A LA BARRA DE TRANSFERENCIA - TEMBLADOR

PDVSA

TABLA 3. CUADRO OPERACIONAL CON LA CARGA TRANSFERIDA A LA BARRA DE TRANSFERENCIA - TEMBLADOR PDVSA

Sección de la

Subestación

Estado de los

Interruptores y

Protecciones

Principales que

Interruptores

que reciben

Observaciones

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Seccionadores

A=Abierto

C= Cerrado

se Activan

Ante Fallas

Indicadas

orden de

disparo

Código A C


H-103,

H-106,

H-107

X 87L-Terminal

remoto y local

L1, para fallas

en la línea.

H-105 e

interruptor en el

terminal

opuesto de la

línea.

Ver Nota.

Línea corta que usa

protección diferencial

de línea 87L.

H-104,

H-102

X 87BBT-TEMB para

fallas en la

barra.

H-105, H-205,

H-305, H-405,

H-505, H-130,

H-110, H-210,

H-150 y H-250.


H-200,

H-206,

H-207

X 21P-Terminal

remoto y local

L2, para fallas

en la línea.

H-205 e

interruptor en el

terminal

opuesto de la

línea.

Ver Nota.

H-204,

H-202

X 87BBT-TEMB para

fallas en la

H-105, H-205,

H-305, H-405,

H-505, H-130,

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barra. H-110, H-210,

H-150 y H-250.


H-300,

H-306,

H-307

X 21P-Terminal

remoto y local

L3, para fallas

en la línea.

H-305 e

interruptor en el

terminal

opuesto de la

línea.

Ver Nota.

H-304,

H-302

X 87BBT-TEMB para

fallas en la

barra.

H-105, H-205,

H-305, H-405,

H-505, H-130,

H-110, H-210,

H-150 y H-250.


H-400,

H-406,

H-407

X 21P-Terminal

remoto y local

L4, para fallas

en la línea.

H-405 e

interruptor en el

terminal

opuesto de la

línea.

Ver Nota.

H-404,

H-402

X 87BBT-TEMB para

fallas en la

barra.

H-105, H-205,

H-305, H-405,

H-505, H-130,

H-110, H-210,

H-150 y H-250.

Enlace de Barras H-130,

H-134,

X NA NA Ver Nota.

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H-136

Salida hacia

Transformador 1

H-110,

H-116,

H-113,

X 87T1-TEMB, para

fallas en el

transformador

H-110, e

interruptor en el

sec. del Tx.

Ver Nota.

H-114 X 87BBT-TEMB para

fallas en la

barra

H-105, H-205,

H-305, H-405,

H-505, H-130,

H-110, H-210,

H-150 y H-250.

Salida hacia

Transformador 2

H-210,

H-216,

H-213,

X 87T2-TEMB, para

fallas en el

transformador

H-210 e

interruptor en

sec. del Tx.

Ver Nota.

H-214 X 87BBT-TEMB para

fallas en la

barra

H-105, H-205,

H-305, H-405,

H-505, H-130,

H-110, H-210,

H-150 y H-250.

Nota: Las protecciones no se alteran por el hecho de que la carga está

transferida a la barra de transferencia, cada una de las barras tiene su protección

diferencial de barra por separado y solapadas.

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Cargas en cualquiera de las dos barras, en cuyos casos ya vimos que los

esquemas de protecciones no se alteran y se mantiene la protección principal

tanto de las barras como de las líneas; no obstante en el caso en el cual se tenga

que sacar uno (1) de los interruptores fuera de servicio, que sea necesario hacer

el bypass de un interruptor, por razones de falla o de mantenimiento, el esquema

de protecciones puede requerir un cambio; por lo cual para definir o verificar los

criterios de protección, se analizara el caso de sacar un (1) interruptor a la vez,

destacando el hecho de que solo se puede hacer este bypass a un solo

interruptor al mismo tiempo, en este caso se analizara el bypass del interruptor de

la línea 1; las demás líneas mantienen sus interruptores y protecciones según

condiciones de operación normal. Se tomara como caso base que la barra

principal esta energizada y la barra de transferencia esta desenergizada. El

análisis está orientado a definir la protección principal que quedara operando

para las barras y para la línea 1, a continuación, en la TABLA 4. CUADRO

OPERACIONAL CON UN INTERRUPTOR DE LINEA 1 EN BYPASS – CASO

TEMBLADOR PDVSA

TABLA 4. CUADRO OPERACIONAL CON UN INTERRUPTOR DE LINEA 1 EN BYPASS – CASO TEMBLADOR PDVSA

Sección de la

Subestación

Estado de los

Interruptores y

Seccionadores

Protecciones

Principales que

se Activan Ante

Fallas Indicadas

Interruptores que

reciben orden de

disparo

Observaciones

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A=Abierto

C= Cerrado

Código A C

Bahía Línea 1

(Bahía con el

interruptor de

entrada en

bypass)

H-104,

H-102

X 87-L-Terminal

remoto y local

L1, para fallas en

la línea y 21S (Z1

o Z2) del

interruptor del

terminal opuesto.

Interruptor en el

terminal opuesto

de la línea L-1,

H-205, H-305, H-

405, H-505, H-

130, H-110 y H-

210

Programar lógica que al

estar cerrado el H-102, las

protecciones 87L y 21S del

terminal opuesto, deben

ordenar al disparo de los

interruptores indicados –

Ver Nota

H-105,

H-103,

H-107,

H106.

X 87BBP-TEMB para

fallas en la barra.

Interruptor en el

terminal opuesto

de la línea L-1,

H-205, H-305, H-

405, H-505, H-

130, H-110 y H-

210

Programar lógica que al

estar cerrado el H-102, las

protecciones 87BBP-TEMB,

deben ordenar al disparo de

los interruptores indicados –

Ver Nota

Nota: la misma lógica de programación de disparo de interruptores debe

adoptarse para el bypass de cualquier interruptor de línea, al cerrar los H-202,

302, 402 o 502; no obstante en el caso de estos interruptores la programación

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para fallas en la línea, debe hacerse cuando actué el 21P o 21S (Líneas largas; la

línea 1 es una línea corta, por lo cual su protección principal es 87L).

9.2.5. Protección de enlace en 34,5 kV

Los equipos de protección estarán ubicados físicamente en las celdas del

Switchgear en34,5 kV, dentro de un tablero, a instalar en la casa de mando o sala

de control a construir con este proyecto.

El esquema de protección para enlace de barras en 34,5 kV será implementado

mediante un relé de sobrecorriente, trifásico, de fase y neutro con elementos

temporizados (51/51N).

Esta protección debe ser coordinada con las protecciones de los circuitos en 34,5

kV, “aguas abajo”. La protección “Aguas arriba” será coordinada con la protección

de sobrecorriente de fase y neutro del interruptor principal en 34,5 kV. También

deberá contar con la Protección de Falla de Interruptor (50/62-BF).

Además, se deberá tener un relé de supervisión continua del circuito de disparo

del interruptor (74TC).

La función de sobrecorriente de fase y neutro con unidades temporizadas

(51/51N), al operar ordenará lo siguiente:

Apertura del interruptor del circuito de enlace asociado.

Iniciará la protección local de falla de interruptor (50/62-BF).

Alarma.

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La característica de los elementos de sobrecorriente temporizados del relé será

de tiempo inverso, con características de acuerdo con la Norma IEC ó de la

Norma ANSI, y se ajustarán según el estudio de coordinación de protecciones.

El relé de sobrecorriente se alimentará desde los transformadores de corriente

ubicado en interruptor de enlace, con relación múltiple, 2000/5 A.

9.2.6. Protección de los circuitos de 34,5 kV

Los equipos de protección estarán ubicados físicamente en las celdas del

Switchgear en 34,5 kV, dentro de un tablero, a instalar en la casa de mando o

sala de control a construir con este proyecto.

El esquema de protección para las salidas en 34,5 kV será implementado

mediante un relé de sobrecorriente, trifásico, de fase y neutro con elementos

temporizados e instantáneos (50/50N, 51/51N).

La protección de los circuitos de 34,5 kV, debe proveer la función de reenganche

automático, trifásico, de un sólo recierre (79). La función de reenganche

automático operará como mínimo de acuerdo a lo que se describe a

continuación: el esquema de protección estará diseñado para permitir un ciclo de

dos disparos trifásicos (Disparo-Reenganche-Disparo a Lock-Out) dentro de un

rango de tiempo de 0 (reenganche instantáneo) a 60 segundos. El relé podrá

suprimir las órdenes de disparo de los elementos instantáneos, de forma que las

fallas sean referidas a las protecciones temporizadas (51), luego del reenganche.

Alternativamente, la secuencia de operación debe poder ajustarse de forma tal

que no se inhiba la operación del instantáneo después del primer reenganche.

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Una vez intentado el reenganche, el relé deberá efectuar el bloqueo al cierre del

interruptor. Además, el relé debe proveer la función lógica de bloqueo en caso de

cierre bajo falla (Switch-onto fault logic).

Esta protección constituye la protección primaria de la línea y debe ser

coordinada con las protecciones de los circuitos “aguas abajo”. La protección

“Aguas arriba” será coordinada con la protección de sobrecorriente de fase y

neutro del enlace de barras en 34,5 kV. Las salidas de línea 34,5 kV también

deberán contar con las siguientes funciones de protección: Detección de Baja

Frecuencia y Rata de Cambio en la Frecuencia (81), Detección de Bajo Voltaje

27), Bote de Carga a través de un relé 86 LS, y Protección de Falla de Interruptor

(50/62-BF). Los ajustes de estas protecciones, deben adoptarse según el estudio

de coordinación de protecciones, considerando los bloques de carga a botar, y la

rata de recuperación de frecuencia, para evitar botar una carga mayor a la

requerida.

Además, se deberá tener un relé de supervisión continua del circuito de disparo

del interruptor (74TC).

Las funciones de sobrecorriente de fase y neutro con unidades instantáneas y

temporizadas (50/51 y 50/51N), al operar ordenará lo siguiente:

Apertura del interruptor del circuito de salida asociado.

Iniciará la protección local de falla de interruptor (50/62-BF).

Iniciará la función de recierre (79).

Alarma.

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La característica de los elementos de sobrecorriente temporizados del relé será

de tiempo inverso, con características de acuerdo con la Norma IEC ó de la

Norma ANSI, y se ajustarán según el estudio de coordinación de protecciones.

El relé de sobrecorriente se alimentará desde los transformadores de corriente

ubicado en cada circuito de salida y con relación múltiple, 2500/5.

10. FUNCIONES DE CONTROL

Además de las funciones de protección descritas en la sección anterior, muchas de las

cuales ejercen funciones de control, a continuación se describen en forma general, las

funciones de control particulares que se implementarán en el diseño e implantación de

este proyecto para las subestaciones Jobo Norte y Temblador PDVSA, las cuales se

describen a continuación:

10.1. Control de transformadores

10.1.1. Control automático de tensión

El control automático de la regulación de tensión de cada transformador con

cambiador de tomas bajo carga incluirá los siguientes dispositivos de control:

Un relé principal de regulación de tensión para el control automático del

cambiador de tomas, provisto con ajuste fino de la tensión secundaria.

Un compensador ajustable de caída de línea sensible a variaciones del factor

de potencia.

Una protección de baja tensión para prevenir falsa operación del relé.

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El relé deberá tener una característica de variación de tensión ajustable

versus tiempo de operación, de tipo inverso.

Un interruptor selector de transferencia manual-automático.

Un interruptor selector de transferencia "local-remoto".

Un sistema de señalización de alarmas, consistente en un conjunto de relés

de reposición manual con indicación visible de operación.

Un voltímetro para medir la tensión regulada.

Un conjunto de terminales de prueba de tensión y corriente.

10.1.2. Control automático de marcha en paralelo

El equipo tiene las facilidades para el control de hasta dos (2) transformadores en

paralelo, el cual se debe habilitar. En adición al control establecido anteriormente,

los siguientes métodos u opciones de control de marcha en paralelo, serán

activados:

Remoto automático independiente.

Remoto o local no automático.

Remoto automático independiente para cada transformador.

10.2. Niveles de control

Como parte importante de las funciones de control, muy relacionadas con las

operaciones o filosofía de operación, se describen a continuación los niveles

jerárquicos que definen la estructura de control:

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Nivel 0: Panel de control local de los equipos de alta tensión (115 kV),

ubicados en patio o bahías de 115 kV, y tableros de servicios auxiliares de

C.A., y C.C., ubicados en la sala de control en la casa de mando.

Nivel 1: Paneles de control y de protección de los equipos de alta tensión

(115 kV), ubicados en la sala de control (área de equipos de 115 kV),

equipos de media tensión (34,5 kV), ubicados en el área de celdas de media

tensión (34,5 kV), y paneles de control de equipos del sistema de servicios

auxiliares de C.A., y C.C., ubicados en la sala de control en la casa de

mando.

Nivel 2: Estaciones de operación (IHM), y equipos auxiliares de

administración de datos ubicados en la sala de control de la casa de mando.

En este nivel se realizaran tareas de supervisión, maniobras y control por

parte de operadores, incluyendo las tareas de ingeniería por parte del

personal técnico.

Nivel 3: Despacho de carga centralizado de oriente PDVSA, ubicado en San

Tomé.

La filosofía implícita en esta estructura jerárquica, implica que si un nivel

jerárquico está habilitado para operación local, los niveles superiores estarán

bloqueados para ello. De esta forma y como un ejemplo, si el nivel “0” está

habilitado para operación local, los niveles 1, 2 y 3, estarán bloqueados para

operar.

11. FUNCIONES DE COMUNICACION

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La filosofía de operación del sistema SCADA a utilizar en la Subestación será

especificado por PDVSA. Estará ubicado en la sala de control y recopilará la información

de los controladores numéricos.

El Sistema SCADA será un sistema de control redundante, con HMI y despliegues con

servidores redundantes, sincronizado con reloj satelital.

La transmisión de los datos a la sala de control de las subestaciones Jobo Norte y

Temblador PDVSA y de manera remota al COMD (Morichal) y Despacho de carga (San

Tomé) será directamente a través del control numérico de cada una de las casas de

mando.

Ante el daño o cualquier falla del Gateway principal (equipo que permite la comunicación

entre las redes interna y externas que usan diferentes protocolos y capta información

histórica de mediciones, eventos, fallas, y operaciones), deberá activarse

automáticamente su respaldo sin detrimento de las comunicaciones.

La interfaz hombre máquina deberá contener histórico de alarmas, eventos, y

despliegues.

El tiempo de señales procesadas en el SCADA no deberá ser mayor de 3 segundos.

Se debe tener o incluir un 10% de reserva por cada grupo/tipo de las señales de entrada

y salidas cableadas hasta los bornes de repartición.

El sistema de control deberá poder expandirse con sistemas de control de otros

fabricantes.

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La programación del control numérico deberá cubrir la totalidad de Salidas y Posiciones

en 115 kV y de las celdas de 34,5 kV, incluyendo ampliaciones futuras, la alimentación

debe estar respaldada por los servidos auxiliares de la subestación.

Según información de PDVSA, como equipo principal para el enlace entre cada

subestación y la red externa, se usara el Gateway General Electric D400.

La sala de control contendrá toda la interfaz humano-máquina (monitores e impresoras)

así como computadores de operación e ingeniería. Deberá preverse en caso de falla del

computador de operaciones, el computador de ingeniería deberá funcionar como

respaldo para llevar a cabo las funciones de operación.

La comunicación entre los controladores y los equipos de campo será a través de una

red LAN vía Fibra Óptica Redundante, utilizando el protocolo IEC 61850. Los equipos de

control y protección seleccionados por PDVSA manejan los protocolos IEC 61850 y DNP

3.0

Los equipos de protección, medición, control y monitoreo deben poseer comunicación

remota con su respectivo Software Propietario, aparte del protocolo utilizado para la

comunicación con el SCADA en el módulo de ingeniería.

La tele protección deberá disponer de dos medios redundantes de comunicación con

tecnologías diferentes. En caso de líneas cortas y medias será a través de Fibra Óptica

conmutada con Microondas (digital) en caso de falla. En caso de líneas largas será a

través de Onda Portadora conmutada con Microondas (digital) en caso de falla.

12. OPERACIONES ESPECIFICAS

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Como parte de las operaciones específicas, se incluirá la descripción o secuencia de

todas las operaciones que requieren la aplicación de los criterios y de la filosofía de

operaciones incluida en las secciones anteriores, que sean requeridas para la

implementación de los esquemas o diagramas funcionales. Para la identificación y

referencia de seccionadores e interruptores, ver los documentos:

E0938-53124-BE21601 Diagrama Unifilar General (Subestación Jobo Norte).

E0938-53134-BE21601 Diagrama Unifilar General (Subestación Temblador

PDVSA).

Además, de lo aquí incluido como filosofía, para la selección de los enclavamientos y el

diseño de los diagramas funcionales, se deben considerar los criterios indicados en la

norma CADAFE NS-P-280-91, donde están incluidos esquemas típicos de

enclavamiento.

12.1. Energización de Barras (Conexión de línea a barras)

Para la energización de cualquiera de las barras o conexión de cualquier línea a

barras, se debe disponer de servicios auxiliares en la subestación, y todos los

sistemas de control, protección y comunicaciones deben estar disponibles. Para

hacer factible la energización desde cero, los relé de sincronización (25 A) deben

haber sido programados para conexión de línea energizada a barra

desenergizada. Partiendo de esta base, los pasos o secuencia de operación de

los equipos de mando principales es la siguiente (Se tomara como ejemplo la

energización de la barra principal por medio de la Línea 1 de la subestación Jobo

norte).

Estado inicial: Línea 1 desenergizada en el terminal opuesto a esta subestación y

los interruptores H-105, H-205, H-305, H-405, H-130, H-110 y H-210 Abiertos.

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Todos los seccionadores asociados o no a estos interruptores abiertos. Todas las

cuchillas de puesta a tierra de las barras abiertas (La cuchilla de puesta a tierra

de la barra principal H-121, al estar cerrada debe tener señalización de control

que impida el cierre y que mantenga el disparo enclavado de cualquier interruptor

que pueda energizar la barra principal y la cuchilla de puesta a tierra de la barra

de transferencia H-161, debe tener señalización de control que impida el cierre y

que mantenga el disparo enclavado de cualquier interruptor que pueda energizar

la barra de transferencia).

Primer paso: Abrir y verificar que el seccionador de puesta a tierra H-101, este

abierto. Este seccionador está enclavado mecánicamente con el seccionador H-

103. Al abrir el H-101, el H-103 queda liberado para cerrar.

Segundo paso: Cerrar los seccionadores H-103. Este seccionador no podrá

cerrar si el interruptor H-105 está cerrado.

Tercer paso: Cerrar Seccionador H-107. Este seccionador no podrá cerrar si el

interruptor H-105 está cerrado.

Cuarto Paso: Cerrar seccionador H-104 o H-106. Estos seccionadores no podrán

cerrar si el interruptor H-105 está cerrado.

Quinto paso: Cerrar línea 1 en la subestación del terminal opuesto- Esta línea no

podrá ser energizada, si el seccionador H-103, está abierto. Al estar cerrado el

seccionador H-103, garantiza que el seccionador de tierra de la línea H-101 esta

abierto.

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Sexto paso: Cerrar el interruptor H-105 (Intentar cerrar este interruptor antes de

cerrar los seccionadores indicados en pasos anteriores está impedido por los

enclavamientos).

Nota: estos pasos son similares para la energización de la barra de transferencia,

o para la conexión de cualquier otra línea (líneas 2, 3 y 4), solo cambian los

correspondientes equipos de maniobra asociados a la barra de transferencia o a

la línea que se vaya a conectar.

12.2. Energización del Transformador 1

En este caso el interruptor del secundario del transformador está abierto, además

considerando como punto de partida o estado inicial que la barra principal o la

barra de transferencia está energizada, y la cuchilla de puesta a tierra H-111,

está cerrada, los pasos o secuencia de operación de los equipos de mando

principales es la siguiente:

Primer paso: Abrir el seccionador de puesta a tierra H-111, y verificar que este



Segundo paso: Cerrar el seccionador H-113. Este seccionador no podrá cerrar si

el interruptor H-110 está cerrado.

Tercer paso: Cerrar Seccionador H-114 o H-116. El primero de estos

seccionadores no podrá cerrar si el interruptor H-110 está cerrado; no obstante

una vez cerrado el primer seccionador, el segundo seccionador puede cerrarse

estando cerrado el H-110.

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Cuarto Paso: Cerrar el interruptor H-110 (Intentar cerrar este interruptor antes de


enclavamientos).

Nota: estos pasos son similares para la energización del transformador 2, solo

cambia la identificación de los equipos de maniobra asociados al transformador 2.

12.3. Energización de la Barra de Transferencia

En este caso la barra principal esta energizada, y la cuchilla de puesta a tierra de

la barra principal está abierta (Esta barra esta energizada), por lo cual el

seccionador H-134 está habilitado para cerrar y la cuchilla de puesta a tierra de

la barra de transferencia H-161 está cerrada, los pasos o secuencia de operación

de los equipos de mando principales es la siguiente:

Primer paso: Cerrar el seccionador H-134

Segundo paso: Abrir seccionador o cuchilla de puesta a tierra de la barra de

transferencia H-161, y verificar que este abierto. Este seccionador está enclavado

mecánicamente con el seccionador H-136. Al abrir el H-161, el H-136 queda

liberado para cerrar.

Tercer paso: Cerrar el seccionador H-136 (Este seccionador no podrá cerrar si el

interruptor H-130 está cerrado).

Cuarto paso: Cerrar interruptor H-130 (Intentar cerrar este interruptor antes de

cerrar los seccionadores H-134 y H-136 está impedido por los enclavamientos).

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12.4. Sacar de Servicio la Barra Principal

Para sacar de servicio la barra principal, es necesario pasar toda la carga

(transformadores 1 y 2) a la barra de transferencia y todas las líneas a la barra de

transferencia; para luego si desenergizar la barra principal. En este caso la barra

principal esta energizada por lo menos por dos líneas para no impactar carga

(Puede estar energizada por más de dos líneas), que pueden ser las líneas 1 y 2,

la barra de transferencia esta acoplada y los transformadores 1 y 2, están

alimentados desde la barra principal, y sus salidas en 34,5 kV están normal

alimentando las dos entradas del CDP en 34,5 kV; por lo cual los pasos o

secuencia de operación de los equipos de mando principales es la siguiente:

12.4.1. Transferir carga de la barra principal a la barra de transferencia

El procedimiento será descrito para el transformador 1; pero aplica igual para el

transformador 2, solo se requiere cambiar los números de interruptores y

seccionadores que corresponden al transformador 2.

Primer paso: Cerrar el seccionador H-116 (Solo cierra si el interruptor H-110 y a

su vez el H-114 están cerrados)

Segundo paso: Abrir el seccionador H114. El tiempo que permanezca este

seccionador cerrado en forma simultánea con el seccionador H-116, impide

selectividad en las protecciones diferenciales de barra, por lo cual se debe

minimizar. Se debe activar una alarma durante el tiempo que estén

simultáneamente cerrados los dos seccionadores. El cierre del seccionador

H-116 dará inicio en forma automática a la apertura del seccionador H-114.

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Igual procedimiento se puede aplicar para el transformar 2. En el caso de la

subestación Temblador PDVSA, este procedimiento también aplica para los

alimentadores de los Bancos de capacitores.

12.4.2. Transferir línea de la barra principal a la barra de transferencia

Primer paso: Cerrar el seccionador H-106 (Solo cierra si el interruptor H-105 y a

su vez el H-104 están cerrados)

Segundo paso: Abrir el seccionador H104. El tiempo que permanezca este

seccionador cerrado en forma simultánea con el seccionador H-106, impide

selectividad en las protecciones diferenciales de barra, por lo cual se debe

minimizar. Se debe activar una alarma durante el tiempo que estén

simultáneamente cerrados los dos seccionadores. El cierre del seccionador

H-106 dará inicio en forma automática a la apertura del seccionador H-104.

Una vez cumplida esta última operación la línea 1 queda transferida a la barra de

transferencia; similar procedimiento se usara para transferir las demás líneas,

solo se tiene que cambiar la nomenclatura correspondiente a las líneas que se

estén transfiriendo, una vez transferidas todas las líneas y las cargas, se puede

proceder a desenergizar la barra principal.

12.4.3. Sacar de servicio la barra principal

Esta operación normalmente requerida para mantenimiento de la barra, una vez

transferidas las cargas y las líneas de llegada a la barra de transferencia, se debe

proceder de la siguiente forma:

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Primer paso: Abrir el interruptor de enlace entre las barras principal y de

transferencia, interruptor H-130.

Segundo paso: Abrir seccionador H-134. (Abre si el interruptor H-130 está

abierto)

Tercer paso: Verificar que todos los seccionadores asociados a la barra principal

(H-104, H-204, H-304, H-404, H-504, 144, 244, 114 y 214), estén abiertos.

Requiere un enclavamiento entre todos los seccionadores mencionados y la

cuchilla de puesta a tierra H-121.

Cuarto Paso: Cerrar cuchilla de puesta a tierra H-121

Una vez cumplida esta última operación la barra principal queda desenergizada y

puesta a tierra.

12.5. Sacar de Servicio Interruptores de Línea (Salida de línea prevista con

interruptor de Bypass) en la Subestación Temblador PDVSA

Aunque las operaciones anteriores se desarrollaron tomando como ejemplo la

subestación Jobo Norte, los mismos aplican para la subestación Temblador

PDVSA; no obstante como la subestación Jobo Norte no tiene seccionador de

Bypass para los interruptores de llegada de línea, a continuación se presenta la

secuencia de operación para sacar un interruptor de salida de línea y dejar la

línea en servicio por el seccionador de Bypass. El punto de partida será que la

línea esta energizada en condiciones normales a la barra principal. La

descripción del procedimiento se hará para la línea # 1; pero aplica a cualquier

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línea por igual, solo cambian los códigos de los equipos de maniobra

correspondientes.

Primer paso: Cerrar seccionador H-102 (Solo cierra si el interruptor H-105 y a su

vez los seccionadores H-103 y H-107 están cerrados)

Segundo paso: Abrir el interruptor H-105 (Solo abre si los seccionadores H-103 y

H-107 están cerrados.

Tercer paso: Abrir el seccionador H-107 (Solo abre si el interruptor H-105 está

abierto).

Cuarto Paso: Abrir el seccionador H-103 (Solo abre si el interruptor H-105 está

abierto.

Una vez cumplida esta última operación se puede intervenir el interruptor H-105.

12.6. Operaciones con los Bancos de Capacitores

Además de los criterios indicados en la sección de protecciones de los

capacitores, es importante destacar algunos aspectos de la operación de los

capacitores.

La re energización de los capacitores, debe ser controlada y debe retardarse 5

min. para permitir la descarga de los capacitores, a niveles de voltaje que no

causen problemas operacionales (Ver IEEE 1036-1992).. Este retardo se puede

lograr mediante un permisivo, en el tablero de control. Además de este retardo,

partiendo de la base que la subestación está en condiciones normales y la barra

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principal esta energizada, la secuencia de operaciones para energizar los bancos

de capacitores se incluye a continuación:

En este caso el interruptor del secundario del transformador está abierto, además

considerando como punto de partida o estado inicial que la barra principal o la

barra de transferencia está energizada, y la cuchilla de puesta a tierra H-111,

está cerrada, los pasos o secuencia de operación de los equipos de mando

principales es la siguiente:

Primer paso: Abrir el seccionador de puesta a tierra H-151, y verificar que este



Segundo paso: Cerrar el seccionador H-153. Este seccionador no podrá cerrar si

el interruptor H-150 está cerrado.

Tercer paso: Cerrar Seccionador H-144 o H-146. El primero de estos

seccionadores no podrá cerrar si el interruptor H-150 está cerrado; no obstante

una vez cerrado el primer seccionador, el segundo seccionador puede cerrarse

estando cerrado el H-150.

Cuarto Paso: Cerrar el interruptor H-150 (Intentar cerrar este interruptor antes de


enclavamientos). Tampoco podrá cerrar si no han transcurrido por lo menos cinco

(5) min. desde su última desconexión (Ver IEEE 1036-1992).

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Nota: estos pasos son similares para la energización del banco de capacitores 2,

solo cambia la identificación de los equipos de maniobra asociados al banco de

capacitores 2.

Para las operaciones de desconexión, el proceso es inverso y la secuencia es

como se indica a continuación:

Primer paso: Abrir interruptor H-150

Segundo paso: Abrir seccionador H-144 o 146 (El seccionador que corresponda

no podrá abrirse si el interruptor H-150 está cerrado)

Tercer paso: Abrir seccionador H-153 (El seccionador H-153 no podrá abrirse si

el interruptor H-150 está cerrado)

Cuarto paso: Cerrar cuchilla de puesta H-151 (En línea con el tiempo de 5 min.

requerido para la descarga a niveles de operación aceptables, esperar por lo

menos 5min. para esta operación).

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fislosofia de operacion y control . proyecto. s.es jobo norte y temblador

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