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INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD Negocio de Transmisión

Código: TE-2820-MA-56-001

MANUAL PARA EL DE DISEÑO SISTEMAS DE CONTROL DE SUBESTACIONES

Versión: 1

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Elaborado por: Comité Técnico Control de Subestaciones

Aprobado por: Director General Negocio de Transmisión

Rige a partir de:

01-05-2015

Documento Normativo Propiedad del ICE, prohibida su reproducción sin autorización

TABLA DE CONTENIDO ..............................................................................................................

0. INTRODUCCION: ........................................................................................................................ 7

1. PROPÓSITO ............................................................................................................................... 9

2. ALCANCE .................................................................................................................................... 9

3. DOCUMENTOS APLICABLES. ................................................................................................ 15

4. POLITICAS ................................................................................................................................ 15

5. RESPONSABLES ..................................................................................................................... 15

6. DEFINICIONES, TÉRMINOS, SÍMBOLOS, ABREVIATURAS ................................................. 15

6.1. DEFINICIONES ..............................................................................................................................15 6.2. ABREVIATURAS ...........................................................................................................................17

7. NORMA DE DISEÑO PARA LOS SISTEMAS DE CONTROL DE LAS SUBESTACIÓNES. .. 18

7.1 SISTEMAS DE CONTROL. ...........................................................................................................18 7.1.1 MANDOS .........................................................................................................................................19

7.1.1.1 Control de disyuntores ...............................................................................................................................20 7.1.1.2 Criterios para la escogencia del tipo de disyuntor (monopolar o tripolar). .........................................22 7.1.1.3 Control de seccionadoras....................................................................................................................24 7.1.1.4 Control de transformadores y autotransformadores. ...........................................................................24

7.1.2 INDICACIONES ..........................................................................................................................25 7.1.2.2 Indicación de posición de disyuntores. ...............................................................................................25 7.1.2.3 Indicación de posición de seccionadoras y disyuntores. .....................................................................27 7.1.2.4 Cambiador de derivaciones de transformadores. ................................................................................28 7.1.2.5 Variables analógicas ...........................................................................................................................28

7.1.3 INTERFACE DE USUARIO DEL SISTEMA SCADA..................................................................29 7.1.3.2 Barra de navegación ...........................................................................................................................29 7.1.3.3 Pantalla principal ................................................................................................................................29 7.1.3.4 Pantalla de detalle de bahía: ...............................................................................................................31 7.1.3.5 Pantalla de Arquitectura .....................................................................................................................33 7.1.3.6 Pantalla de Alarmas ............................................................................................................................34 7.1.3.7 Pantalla de Eventos ............................................................................................................................35 7.1.3.8 Pantalla de Paralelismo ......................................................................................................................36 7.1.3.9 Pantalla de Tendencias .......................................................................................................................37 7.1.3.10 Pantalla de Mediciones .......................................................................................................................38

7.1.4 FUENTES DE ALIMENTACION DE CORRIENTE DIRECTA ..................................................38 7.1.5 ARQUITECTURA DE CONTROL Y JERARQUÍA DE MANDO ................................................43

7.1.5.2 Descripción general ............................................................................................................................43 7.1.5.3 Niveles de Control de la Subestación .................................................................................................43

7.1.5.3.1 Nivel 0 (Patio) ...............................................................................................................................43 7.1.5.3.2 Nivel 1 (Bahía) ..............................................................................................................................44 7.1.5.3.3 Nivel 2 (Subestación) ....................................................................................................................46 7.1.5.3.4 Nivel 3 (CCR centro de control remoto) .......................................................................................47

7.1.5.4 Jerarquía de Mando ............................................................................................................................48 7.1.6 LAN DE SUBESTACION .............................................................................................................52

7.1.6.2 VLAN de Control ...............................................................................................................................53


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7.1.6.3 VLAN de Medición ............................................................................................................................54 7.1.6.4 VLAN de APM Mantenimiento .........................................................................................................54

7.1.7 ENCLAVAMIENTOS ...................................................................................................................54 7.1.7.1 Conceptos básicos ..............................................................................................................................54 7.1.7.2 Elementos de un sistema de enclavamiento por bahía ........................................................................55

7.1.7.2.1 Señales de Entrada:........................................................................................................................55 7.1.7.2.2 Señales Permisivas ........................................................................................................................55 7.1.7.2.3 Elementos de Indicación de enclavamiento ...................................................................................56

7.1.7.3 Consideraciones generales para la implementación de los enclavamientos ........................................56 7.1.7.4 Condiciones específicas para la implementación de un sistema de enclavamientos por bahía, según el

tipo de módulo y condiciones de comunicación entre bahías. ...............................................................................60 7.1.7.4.1 Módulo de línea con seccionadora de reserva. ..............................................................................61 7.1.7.4.2 Módulo de transformador con seccionadora de reserva. ................................................................63 7.1.7.4.3 Módulo de reactor .........................................................................................................................65 7.1.7.4.4 Módulo de reserva. ........................................................................................................................67 7.1.7.4.5 Módulo de enlace de barras. ..........................................................................................................67 7.1.7.4.6 Módulo de banco de capacitores. ...................................................................................................68 7.1.7.4.7 Módulo disyuntor y medio. ...........................................................................................................71

7.1.7.5 Condiciones especìficas para implementacion de un sistema de enclavamientos por bahía en

subestaciones GIS H, según el tipo de mòdulo ......................................................................................................75 7.1.7.5.1 Modulo de línea GIS H ..................................................................................................................75 7.1.7.5.2 Modulo de transformador GIS H ...................................................................................................79 7.1.7.5.3 Modulo Enlace GIS H ...................................................................................................................82

7.1.7.6 Condiciones especìficas para implementacion de un sistema de enclavamientos por bahía en

subestaciones GIS Disyuntor y Medio, según el tipo de mòdulo ...........................................................................84 7.1.7.6.1 Modulo Linea GIS Disyuntor y Medio ..........................................................................................84 7.1.7.6.2 Modulo de Transformador GIS Disyuntor y Medio ......................................................................91 7.1.7.6.3 Modulo del Medio GIS Disyuntor y Medio ...................................................................................96

7.1.7.7 Definición y descripción de las variables. ..........................................................................................99 7.1.7.7.1 Módulos de línea. ..........................................................................................................................99 7.1.7.7.2 Módulos de Transformador. ........................................................................................................100

7.1.8 REGULACIÓN DE VOLTAJE Y PARALELISMO DE TRANSFORMADORES .......................101 7.1.8.1 Descripción general ..........................................................................................................................101 7.1.8.2 Configuraciones de implementación ................................................................................................101

7.1.8.2.1 Configuraciòn Concentrada .........................................................................................................101 7.1.8.2.2 Configuraciòn Distribuida ...........................................................................................................102 7.1.8.2.3 Mixta ...........................................................................................................................................103

7.1.8.3 Descripción de los componentes. .....................................................................................................104 7.1.8.3.1 Controlador ..................................................................................................................................104 7.1.8.3.2 Cambiador de TAPS ....................................................................................................................106

7.1.8.4 Modos de operación .........................................................................................................................106 7.1.8.4.1 Generalidades ..............................................................................................................................106 7.1.8.4.2 Modo Automático ........................................................................................................................108 7.1.8.4.3 Modo Manual ..............................................................................................................................110

7.1.9 SISTEMA DE PARALELISMO DE AUTOTRANSFORMADORES ...........................................111 7.1.9.1 Descripción general ..........................................................................................................................111 7.1.9.2 Descripción de los componentes ......................................................................................................111

7.1.9.2.1 Controlador ..................................................................................................................................112 7.1.9.2.2 Interfaz humano máquina. ...........................................................................................................112 7.1.9.2.3 Comunicación ..............................................................................................................................113 7.1.9.2.4 Cambiador de TAPS ....................................................................................................................113

7.1.9.3 Indicaciones y mandos del controlador ............................................................................................114 7.1.9.4 Generalidades ...................................................................................................................................115

7.1.10 SINCRONIZACIÓN ...............................................................................................................115 7.1.10.1 Introducción .....................................................................................................................................115 7.1.10.2 Descripción general del sistema de verificación de sincronismo ......................................................116 7.1.10.3 Componentes del sistema de verificación de sincronismo................................................................117

7.1.10.3.1 Función de Verificación de Sincronismo: ..................................................................................117


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7.1.10.3.2 Transformadores de Potencial: ...................................................................................................118 7.1.10.3.3 Termomagnético de Voltaje de línea: .........................................................................................118 7.1.10.3.4 Termomagnético de Voltaje de barra: ........................................................................................118 7.1.10.3.5 Variables de indicación de estado del Verificador de Sincronismo ............................................118

7.1.10.4 Modo de Operación ..........................................................................................................................118 7.1.10.4.1 Modo de operación automático ..................................................................................................118 7.1.10.4.2 Modo de operación manual ........................................................................................................119

7.1.10.5 Implementación de la función de verificación de sincronismo, según el esquema de barra .............120 7.1.10.5.1 Barra simple con barra de transferencia .....................................................................................120 7.1.10.5.2 Esquema de barra de disyuntor y medio .....................................................................................125

7.1.11 SISTEMA DE DISPAROS DE CARGA POR CONDICIONES DE EMERGENCIA .............131 7.1.11.1 Introducción .....................................................................................................................................131 7.1.11.2 Descripción general del sistema de disparo de cargas manual .........................................................131 7.1.11.3 Componentes del sistema .................................................................................................................132 7.1.11.4 Modo de Operación ..........................................................................................................................132

7.1.12 DISTRIBUCIÓN DE TABLEROS .........................................................................................133

8. CONTROL DE LOS REGISTROS DEL SISTEMA ................................................................. 136

9. CONTROL DE CAMBIOS ....................................................................................................... 136

10. CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN .............................................. 136

11. ANEXOS .................................................................................................................................. 139


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INDICE DE FIGURAS

figura 1 Esquema de barra simple con barra de transferencia .................................................. 10

figura 2 Esquema de barra doble con diyuntor y medio convencional ...................................... 11

figura 3 GIS configuracion H con compartimentos delimitados ................................................. 12

figura 4 Gis Disyuntor y Medio con distribucion de compartimentos ......................................... 13

figura 5 GIS configuración Disyuntor y Medio ............................................................................ 14

figura 6 Alambrado de Control del disyuntor .............................................................................. 22

figura 7 Ejemplo de conexión de voltaje para los reguladores de voltaje .................................. 25

figura 8 Alambrado para Indicación de posición de una sección de línea. ................................ 26

figura 9 Simbología para indicación de posición de disyuntores y seccionadoras en la Estación de Operación ..................................................................................................................................... 27

figura 10 Ejemplo de pantalla principal y barra de navegacion .................................................... 31

figura 11 Ejemplo de Pantalla de detalle de bahia ....................................................................... 33

figura 12 Ejemplo de Pantalla de arquitectura ............................................................................. 34

figura 13 Ejemplo de Pantalla de alarmas .................................................................................... 35

figura 14 Ejemplo de pantalla de alarmas .................................................................................... 36

figura 15 Ejemplo de pantalla de paralelismo .............................................................................. 37

figura 16 Diagrama de matrices del sistema de alarmas TDCD .................................................. 40

figura 17 Plano de conexión de salidas (columnas) del sistema de alarmas TDCD ................... 41

figura 18 Diagrama de conexiòn de entradas (filas) del sistema de TDCD ................................. 42

figura 19 Diagrama Jerarquía de Mando ...................................................................................... 51

figura 20 Diagrama de distribución de equipos, switches y VLAN que forman la LAN de Subestación ....................................................................................................................................... 53

figura 21 Propuesta para plano de comunicaciones LAN en subestación ................................... 53

figura 22 Ejemplo de implementación de indicación de lógicas permisivas de operación a nivel 2, para mantenimiento ........................................................................................................................... 57

figura 23 ejemplo de Diagrama Logico de enclavamientos (nomenclatura DL) .......................... 59

figura 24 Módulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento seccionadoras 89L2 y 89L3 61

figura 25 Módulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento seccionadora 89L1 .... 62

figura 26 Modulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento 89L4. .......................... 63

figura 27 Módulo de transformador con seccionador de reserva, enclavamiento disyuntor 52T 64

figura 28 Módulo de transformador con seccionador de reserva, enclavamiento seccionadoras 89T2 y 89T3 ...................................................................................................................................... 64


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figura 29 Módulo de transformador con reserva, enclavamiento 89T1 (por medio debus alambrado) 65

figura 30 Módulo de Reactor con reserva, enclavamiento disyuntor 52R ................................... 66

figura 31 Módulo de Reactor con reserva, enclavamiento seccionadoras 89R2 y 89R3 ........... 66

figura 32 Módulo de reserva, enclavamiento 52B ........................................................................ 67

figura 33 Módulo de Banco de capacitores enclavamiento disyuntor 52BC ................................ 69

figura 34 Módulo de Banco de capacitores enclavamiento seccionadoras 89BC2 ..................... 70

figura 35 Módulo de Banco de capacitores enclavamiento seccionadoras 89BC3 ..................... 70

figura 36 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de cierre 52M ......................................... 72

figura 37 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de cierre 52L .......................................... 73

figura 38 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadoras 89M2 y 89M3 ............ 74

figura 39 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadora 89L4 ........................... 74

figura 40 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadoras 89L2, 89L5,89L3 ...... 75

figura 41 Modulo de lìnea GIS H, enclavamiento para cierre de disyuntor 52L ........................... 76

figura 42 Modulo de lìnea GIS H, enclavamiento de seccionadora de barra 89L2 ...................... 77

figura 43 Modulo de lìnea GIS H, enclavamiento de seccionadora de lìnea 89L3 ...................... 77

figura 44 Modulo de Lìnea GIS H, enclavamiento seccionadoras de tierra para los compartimentos 89L4A, 89L4B y 89L4C .......................................................................................... 78

figura 45 Modulo de transformador GIS H, enclavamiento para el cierre del disyuntor de trafo 52T 79

figura 46 Modulo de transformador GIS H, enclavamiento de seccionadora de barra 89T2 ....... 80

figura 47 Modulo de transformador GIS H, enclavamiento de seccionadora de transformador 89T3 80

figura 48 Modulo de transformador GIS H, enclavamiento de seccionadoras de tierra para los compartimentos 89T4A, 89T4B, 89T4C ............................................................................................ 81

figura 49 Mòdulo de linea GIS H, enclavamiento disyuntor enlace .............................................. 82

figura 50 Modulo de enlace GIS H enclavamiento de las seccionadoras de enlace 89E2 y 89E3 83

figura 51 Modulo de enlace GIS H enclavamiento de las seccionadoras de puesta a tierra del enlace 89E-4A y 89E-4B ................................................................................................................... 83

figura 52 Modulo de enlace GIS H enclavamiento de las seccionadoras de puesta a tierra de barras A y B 189B-4 y 289B-4 ........................................................................................................... 84

figura 53 Modulo de Linea GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento de disyuntor de Lìnea ......... 86

figura 54 Modulo de Linea GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento Seccionadoras Modulo L2 y Diametro L5 87

figura 55 Modulo de Linea GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento Seccionadora de barra L3 .. 88

figura 56 Modulo de Linea GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento Seccionadoras de aterrizamiento de linea 4A, 4B, 4C y 4D ........................................................................................... 89


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figura 57 Modulo de Linea GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento Seccionadora aterrizamiento de barra B-4 ....................................................................................................................................... 90

figura 58 Modulo de Transformador GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento de disyuntor de Transformador 52T ............................................................................................................................ 92

figura 59 Modulo de transformador GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento Seccionadors de Transformador T2 y Diàmetro T5 ...................................................................................................... 93

figura 60 Modulo de Transformador GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento Seccionadora de Barra T3 94

figura 61 Modulo de Transformador GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento Seccionadoras de aterrizamiento de linea 4A, 4B, 4C y 4D ........................................................................................... 95

figura 62 Modulo de Transformador GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento Seccionadora aterrizamiento de barra B-4 ............................................................................................................... 96

figura 63 Modulo del Medio GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento Disyuntor del Medio 52M .. 97

figura 64 Modulo del Medio GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento seccionadoras del medio a barra A y barra B ............................................................................................................................... 98

figura 65 Modulo del Medio GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento seccionadoras de puesta a tierra 98

figura 66 Configuraciòn Concentrada ......................................................................................... 102

figura 67 Configuraciòn Distribuida ............................................................................................ 103

figura 68 Configuraciòn Mixta ..................................................................................................... 104

figura 69 Componentes del sistema de regulacion de autotransformadores ............................. 111

figura 70 Jerarquía de Mando para Verificación de Sincronismo .............................................. 117

figura 71 Ejemplo de tablero de sincronización para lineas de interconexión ........................... 120

figura 72 Diagrama de Conexión ................................................................................................ 122

Sistema de Sincronización para esquema de barra doble con Reserva ........................................ 122

figura 73 Diagrama de Funcionamiento ..................................................................................... 123

Verificador de Sincronismo para barra simple con barra de transferencia (disyuntor principal) ...... 123

figura 74 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para barra simple con barra de transferencia (disyuntor reserva) ................................................................................................ 124

figura 75 Diagrama simplificado de disyuntor y medio ............................................................... 125

figura 76 Diagrama de Funcionamiento ..................................................................................... 127

Verificador de Sincronismo para Barra disyuntor y medio (disyuntor adyacente) .......................... 127

figura 77 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para Barra disyuntor y medio (disyuntor medio) ............................................................................................................................. 128

figura 78 Conexión de los lazos de corriente para el cierre del disyuntor de módulo 52L......... 130

figura 79 Conexión de señales de potencial para el cierre del disyuntor central 52M .............. 131

figura 80 diagrama funcional del sistema de disparo de cargas por emergencia ...................... 132

figura 81 Ejemplo de distribución de tableros de LAN en una sala de control ........................... 135


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0. INTRODUCCION:

Con la introducción de los microprocesadores y los microcontroladores, así como los sistemas digitalizados y las redes de datos; los sistemas de control de subestaciones, han incorporado una serie de mejoras sustanciales con respecto a los sistemas basados en tableros miniaturizados. Una de las principales ventajas, ha sido la distribución de funciones en grupos que realizan funciones específicas, con lo cual se logra una mayor independencia de cada uno de los módulos que conforman una subestación. La cantidad de información que puede generar cada uno de estos componentes, adicionado con la capacidad de comunicación a diferentes niveles, y las facilidades de almacenamiento de dicha información en bases de datos, dan como resultado un esquema de control que permite la operación tanto remota, como distribuida. El presente documento recopila la serie de criterios y estándares actualizados para el diseño y especificaciones técnicas de los sistemas de control de subestaciones del ICE. Muchos de los conceptos acá presentados, fueron introducidos en el documento “norma de diseño sistemas de control para subestaciones febrero 2005” y posteriormente mejorados en el documento “norma control 2010v1”, y están basados en la experiencia adquirida por profesionales de distintas áreas técnicas dentro del sector energía. Respecto a la versión del 2005, la versión 2010 logrò en su momento la incorporación de sistemas de enclavamiento programados, sistemas de sincronización distribuidos que operan con ajustes específicos para cada línea, sistemas de regulación de voltaje escalables y una mayor autonomía de funciones en cada uno de los sistemas antes mencionados. Requerimientos que fueron incorporados en forma paralela a la creación del comité durante sus primeros 5 años de existencia. Adicionalmente a los cambios descritos anteriormente, se agregaron también una serie de apartados que se ajustan a la filosofía de control distribuido actual. Se introdujeron conceptos nuevos como lo son arquitectura de control por niveles, operación distribuida con jerarquía de mandos, redes de área local de subestaciones y sistemas de almacenamiento de datos en distintos niveles. Esta nueva versión 2014 de la norma de control, incorpora muchas mejoras respecto a la predecesora, producto de la maduración de muchos conceptos, y al


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consenso de los diseños logrados mediante implementación de prototipos. Además, se agrega nuevos criterios que no fueron incluidos en la versión anterior y que son también importantes para el diseño de sistemas de control. Muchos de estos nuevos diseños, obedecen a acuerdos planteados durante las múltiples discusiones que se han generado en las reuniones del comité, con el fin de mejorar los sistemas de control Respecto a los cambios y mejoras se tiene:

Se rediseño el sistema de paralelismo de transformadores, según las propuestas y prototipos implementados por David Chavarria en subestaciones Garita y Coco. Dicho rediseño incluye 3 modelos que presentan diferentes grados de redundancia asi como distribución de funciones

Se incorporaron los diagramas unifilares que describen los nuevos componentes de subestaciones GIS tanto para disyuntor y medio como para configuración H (esta ultima fue la configuración de sub coronado creada en el 2013)

Se redefinen muchos conceptos importantes de arquitectura de control a nivel 2 y 3 que no fueron detallados en la versión anterior, como son los servidores de bases de datos, los gateways de telecontrol, asi como los conceptos de virtualización de sistemas operativos.

Se refuerza el uso del protocolo IEC61850 haciéndolo casi que el único protocolo normalizado para sistemas de control de subestaciones.

Respecto a los temas nuevos se incorpora:

Una sección completa que describe la parte de visualización requerida por los sistemas SCADA, el cual fue parte de los aportes importantes hechos por los compañeros representantes del área Control de Subestaciones

Un nuevo diseño para un sistema de Alarmas del tablero TCDC el cual permite identificar uno a uno los térmicos disparados. Dicho diseño fue probado con éxito en las subestaciones Coco y Garita y aprobado en minuta C13-01 del informe 2012-2013

Un nuevo diseño para el sistema de disparos de cargas por parte de CENCE, el cual se aprobó en la minuta C12-03 del informe 2011-2012

Se agregó una sección que describe la regulación de Autotransformadores que se acordó incorporar en minuta C11-04 del informe 2011-2012

Se definen los conceptos de subestaciones remotamente atendidas, así como el tema de sub centros de control, temas en los cuales se ha ido evolucionando por parte del área de control de subestaciones y que ha permitido la optimización de los recursos del área de operación.

Se incorpora una sección con una sugerencia de distribución para tableros dentro de una sala de control, ya que este ha sido un tema que se ha


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venido discutiendo en minutas del informe 2012-2013 a raíz del incremento en equipos de nivel 1, producto de los nuevos esquemas de comunicación.

Finalmente, la idea del presente documento es lograr la mejora continua de las subestaciones, facilitando las labores de monitoreo y operación. Lo anterior mediante la homologación de los diseños, producto del análisis exhaustivo de los conceptos de control aplicables al Negocio de Transmisión.

1. PROPÓSITO

Todos los diseños y conceptos descritos en el presente documento, están orientados a la construcción de sistemas de control basados en niveles con jerarquía de mando. El diseño propuesto para cada nivel, pretende contar con todos los componentes necesarios para tomar decisiones sobre un conjunto de elementos específicos, que van siendo integrados en módulos, formando un sistema de control más complejo conforme se escala en la jerarquía de mando. Se proponen diseños de sistemas de control, que permitan una completa autonomía de la operación local, mediante el almacenamiento y transporte de datos en red. El propósito final de esta norma, es garantizar la construcción de sistemas de control que tengan la capacidad de ser operados en forma descentralizada a distintos niveles, facilitando así no solo el monitoreo, sino la operación remota y confiable de las subestaciones del ICE.

2. ALCANCE

El presente documento aplica para el diseño de los sistemas de control de subestaciones nuevas, y para los sistemas de control de subestaciones existentes que deban ser modernizados total o parcialmente a partir de la fecha de creación de este documento. Se abarca de forma exclusiva, el esquema de barra doble principal con barra de transferencia, el esquema de doble barra con disyuntor y medio GIS y convencional; y el esquema H GIS, tal y como se muestran en las siguientes figuras.


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figura 1 Esquema de barra simple con barra de transferencia


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figura 2 Esquema de barra doble con diyuntor y medio convencional


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figura 3 GIS configuracion H con compartimentos delimitados1

1 Cada compartimento debe incluir su respectivo sensor de densidad de gas SF6, el cual debe ser tomado en cuenta para los enclavamientos de este tipo de subestaciones


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figura 4 Gis Disyuntor y Medio con distribucion de compartimentos


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figura 5 GIS configuración Disyuntor y Medio


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3. DOCUMENTOS APLICABLES.

Código Título TE- 2820-NO-56-001 Norma de diseño para sistemas de protección de

subestaciones y líneas de transmisión TE-2810-MA-58-001 Norma de diseño sistemas de corriente directa de

subestaciones

Manual general de normalización 2006

4. POLITICAS

Se establece un periodo de vigencia de un año para la presente norma, a partir de su fecha de publicación. Cumplido este periodo, se puede proceder a hacer cambios en base a revisiones y comentarios generados durante este periodo. Dichas cambios y modificaciones, deberán ser presentados a los miembros del comité técnico de normalización de sistemas de control de subestaciones, para su posterior aprobación e implementación.

5. RESPONSABLES

Encargados de las siguientes áreas: Mantenimiento de protección y medición Mantenimiento control de subestaciones Mantenimiento subestaciones Operación de subestaciones Además del personal de diseño de subestaciones del Negocio de Ingeniería y Construcción

6. DEFINICIONES, TÉRMINOS, SÍMBOLOS, ABREVIATURAS

6.1. DEFINICIONES

Barra Auxiliar: En configuración de barra simple con barra auxiliar, la barra auxiliar es a la que se conecta solamente un módulo a la vez, por medio de la


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seccionadora de derivación L1. La conexión de esta barra con la barra auxiliar se hace a través del módulo de reserva. Barra Principal: En configuración de barra simple con barra auxiliar, la barra principal es a la que se conectan cada uno de los módulos por medio de la seccionadora L2. Centro de Control y Monitoreo Regional: Se refiere a una subestación que cuenta con las condiciones de infraestructura adecuadas, desde la cual se pueden atender de forma remota un conjunto de subestaciones.

Conexión alambrada: Se refiere a cualquier tipo de conexión física eléctrica implementada con cable entre dos elementos ya sea de nivel 0 o nivel 1, que permita la circulación de una señal eléctrica ya sea de medición o de indicación binaria; mediante Voltajes y/o Corrientes, ya sea en Alterna o Directa, Conexión lógica: se refiere a cualquier tipo conexión o vínculo entre al menos dos dispositivos microprocesados que intercambian datos digitales estructurados mediante un protocolo de comunicación a través de un bus de datos Corte A: Sección de una subestación de disyuntor y medio, que comprende el módulo aledaño a la barra A, con sus respectivos seccionadores. Para un mismo diámetro, la numeración de los elementos del Corte A, son de menor denominación que los del corte B. Corte B: Sección de una subestación de disyuntor y medio, que comprende el módulo aledaño a la barra B, con sus respectivos seccionadores. Para un mismo diámetro, la numeración de los elementos del Corte B, son de mayor denominación que los del corte A. Corte M: Sección de una subestación de disyuntor y medio, que comprende el disyuntor del medio, con sus dos seccionadoras aledañas.

Diámetro: Sección de una subestación de disyuntor y medio que abarca una de las n conexiones entre la barra A y la barra B. Comprende los cortes A, B y M completos, incluye los dos módulos con sus tres respectivos disyuntores y seccionadoras.

Disyuntor: Elemento de potencia utilizado para la conexión y desconexión de un módulo bajo condiciones de carga o bajo falla. En este documento entiéndase también como Interruptor GIS: Las siglas en inglés de Gas Insulated Subestation (Subestacion Aislada en Gas SF6)


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Módulo de Reserva: Incluye el disyuntor de reserva, así como las dos seccionadoras aledañas B2, y B3 que conectan con la barra principal y la barra auxiliar respectivamente. Registrador de Eventos: Entiéndase en este documento Osciloperturbógrafo Subestación atendida remotamente: Se refiere a las subestaciones que no cuentan localmente con un operador de turno, y que son operadas y monitoreadas remotamente desde otra subestación o Centro de Control y monitoreo regional CCMR 6.2. ABREVIATURAS

52x Interruptor de módulo

89x1 Seccionadora de derivación

89x2 Seccionadora de barra

89x3 Seccionadora de módulo

89x4 Seccionadora de puesta a tierra

89x5 Seccionadora de diametro interruptor y medio

89M2 Seccionadora del módulo medio corte A

89M3 Seccionadora del módulo medio corte B

89x4 (A,B,C) Seccionadoras de tierra GIS para interruptor a barra, interruptor a modulo y salida de modulo respectivamente

89x1n Seccionadoras de derivación de los otros módulos2

A Elemento Abierto (se usa en tablas de enclavamiento)

ANSI American National Standards Institute

A/M Automático Manual (Selector)

APM Area Protección y Medición

BCD Binary Code Digit

C Elemento Cerrado (se usa en tablas de enclavamiento)

CCR Centro de Control Remoto. Puede ser clientes externos al ICE

CCMR Centro de Control y Monitoreo Regional

CENCE Centro de control Electrico del ICE

CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz

DEI Dispositivo Electronico Inteligente

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


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EO Estación de Operación

ESPH Empresa Servicios Publicos de Heredia

GIS Gas Insulated Substation

ICE Instituto Costarricense de electricidad

IEC International Electrotechnical Comission

IEC 61850 Protocolo de Comunicación de Subestación

IHM interfaz Humano Máquina

LAN Red de Area Local

L/R Local Remoto (Selector)

MC Media Carrera (se usa en tablas de enclavamiento)

NA contacto cuya posición en reposo es normalmente abierto

NC contacto cuya posición en reposo es normalmente cerrado

NV No Voltaje (se usa en tablas de enclavamiento)

OSC Registrador de Evento u Osciloperturbógrafo

PI Panel de Información

PID Proporcional Integral Derivativo

PLC Controlador Lógico Programable

RIO Remote Input Output

SBDS Servidor de Base de Datos de Subestacion

SF6 Hexafloruro de Azufre

SIOS Servidor Interrogación de Osciloperturbografos

SIP Servidor de Interrogación Remota

TAPS derivaciones en la bobina secundaria de un transformador o autotransformador

TDCD Tablero de Distribución de Corriente Directa

UC Unidad Central

UCB Unidad de Control de Bahía

VCA Voltaje Corriente Alterna

VCD Voltaje Corriente Directa

VLAN Red de Area Local Virtual

WAN Red de Area Amplia

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

7.1 SISTEMAS DE CONTROL.


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

Mandos (Apertura, cierre).

Indicaciones.

Arquitectura de Control y Jerarquía de Mando

LAN de Subestación

Enclavamientos

Regulación voltaje.

Sistema de Verificación de Sincronismo

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

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


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contar con sus respectivas indicaciones local remoto, asi como sus respectivos comando de operación

7.1.1.1 Control de disyuntores

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

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

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

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

d. El relé de antibombeo bloquea las órdenes de cierre cuando coincidentemente

se producen órdenes de apertura desde las protecciones. Este sistema viene incorporado dentro del gabinete de control del disyuntor y por lo tanto no es necesario diseñarlo externamente.

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


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

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

simple con barra de transferencia, los disparos de las protecciones Primaria 1 y Primaria 2, no deben pasar por el conmutador LOCAL / REMOTO del disyuntor.3

h. Las señales de Cierre / Apertura deben conectarse a través de la posición REMOTO del disyuntor para evitar operaciones accidentales. En cuanto al Recierre debe pasarse por una de las Seccionadoras.4

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

prueba durante el mantenimiento. No se permiten operaciones a nivel 0 para energizar o desenergizar un módulo.5

3 Para detalles de la conexión de dichos disparos, refiérase a la norma de protección 4 Para detalles de la conexión de dichos recierres, refiérase al documento “Norma de Diseño de sistemas de protección de subestaciones” 5 Para detalles de enclavamiento a nivel 0, refiérase a la sección 7.1.5 Enclavamientos


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figura 6 Alambrado de Control del disyuntor

7.1.1.2 Criterios para la escogencia del tipo de disyuntor

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


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


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7.1.1.3 Control de seccionadoras.

Para subestaciones de barra simple con barra de transferencia, la operación de las seccionadoras de derivación, en todos los niveles de tensión será con mando remoto. En el caso de subestaciones con barra de disyuntor y medio, las seccionadora de línea o de trafo también deben ser motorizadas. En subestaciones GIS se acepta que todas las seccionadoras incluso las de puesta a tierra, sean motorizadas. Estas últimas tienen que ser de accionamiento rápido para evitar prolongación de arcos eléctricos Los conmutadores de mando operan en forma similar a la descrita para los disyuntores. El control propio de las seccionadoras incluye el sistema de supervisión de:

- Tiempo de carrera (cuando son con accionamiento remoto).

- Bloqueo de mando remoto si se ha puesto la manija de accionamiento manual.

- Bloqueo de mando remoto si se ha quitado o abierto la tapa del control.

Por lo anterior no es necesario diseñar éstos sistemas en forma externa.

7.1.1.4 Control de transformadores y autotransformadores.

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


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figura 7 Ejemplo de conexión de voltaje para los reguladores de voltaje

7.1.2 INDICACIONES

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

7.1.2.2 Indicación de posición de disyuntores.

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


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En el caso de disyuntores tripolares, para la señalización se ocupan solamente un contacto NC para la indicación de ABIERTO y un contacto NA para la indicación CERRADO. Para el caso de disyuntores monopolares, la señalización de ABIERTO se presentará cuando todas las tres fases estén abiertas, para lo cual se deberá hacer una serie de contactos NC de los tres polos. La señalización de CERRADO se presentará cuando todas las tres fases estén cerrado, para lo cual se deberá hacer una serie de contactos NA de los tres polos Los contactos (NA / NC) mencionados, son los auxiliares del disyuntor. Este arreglo de contactos permite indicarle al operador que alguna fase no abrió o cerró. Ver Figura 4: Indicación de posición de una sección de línea.6

figura 8 Alambrado para Indicación de posición de una sección de línea.

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


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7.1.2.3 Indicación de posición de seccionadoras y disyuntores.

En las seccionadoras, al igual que en los disyuntores, la visualización se hará a través de señalización de colores en la Estación de Operación, correspondiendo el rojo sin relleno para la indicación de ABIERTO y el verde con relleno para la indicación de CERRADO.7 La simbología correspondiente en la estación de operación, se puede observar en la siguiente figura

figura 9 Simbología para indicación de posición de disyuntores y

seccionadoras en la Estación de Operación En niveles 1 y 2, se debe tener indicación de todas las seccionadoras. En el caso de nivel 3, queda a criterio del centro de operación remoto la utilización o no de dichas indicaciones. En el caso de subestaciones GIS, al contar con seccionadoras monopolares, se debe garantizar la representación del “estado perturbado”, correspondiente a una discrepancia entre la posición de cada fase. Las lógicas requeridas para dichas indicaciones, deben ser programadas a nivel 1 y no alambradas a nivel 0.

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


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7.1.2.4 Cambiador de derivaciones de transformadores.

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

7.1.2.5 Variables analógicas En los sistemas de control de subestación se deben incluir las siguientes entradas analógicas. Dichas señales analógicas deben ser procesadas y desplegadas a partir de los equipos de nivel 1.

Variable física Unidad de medición Precisiòn

Voltaje KV 2 decimales

Corriente A 0 decimales

Frecuencia Hz 3 decimales

Potencia Aparente MVA 2 decimales

Potencia Activa MW 2 decimales

Potencia Reactiva MVAR 2 decimales

Temperaturas ºC 0 decimales

Distancia de falla Km 1 decimales

tabla 1 Variables analogicas y precisiòn Las resoluciones permitidas serán las siguientes

Flujos de potencia de líneas de transmisión y autotransformadores (230 y 138 kV):

0.70 MW o MVAr.

Flujos de potencia de autotransformadores (34.5, 24.9 kV ): 0.40 MW o MVAr.

Flujos de potencia de transformadores (todos los niveles de tensión): 0.40 MW o MVAr.

Flujos de potencia de líneas de distribución (64.9, 34.5, 24.9 y 13.8 kV

0.20 MW o MVAr.

Flujos de potencia de generadores (13.8 y 4.16 kV): 0.20 MW o MVAr.

Voltajes 230 kV: 0.30 kV.

Voltajes 138, 69 y 34.5 kV. 0.20 kV


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Voltajes 24.9 y 13.8 kV: . 0.10 kV

Frecuencia: 0.008 Hz.

tabla 2 Resolucion de variables analogicas La única excepción que se aplica es cuando el 0.30% del valor de escala máxima de la medición sea inferior a alguno de los valores anteriores, en cuyo caso se utilizaría el 0.30% de valor de escala máxima

7.1.3 INTERFACE DE USUARIO DEL SISTEMA SCADA La interface de usuario debe contar con las siguientes pantallas típicas:

7.1.3.2 Barra de navegación8 El sistema debe contar con una barra de navegación consistente, la cual debe representarse de manera uniforme en todas las pantallas. Dicho barra debe indicar en todo momento al usuario:

o en cual menú esta ubicado o el estado de la comunicación con el concetrador de datos al cual

esta conectado (en línea o fuera de línea). o La fecha y la hora coordinadas con el GPS del sistema de control o El botón de Logeo para poder identificarse y operar el sistema o El botón de salida del sistema, para el administrador del sistema

SCADA (para mantenimiento o averias) o El nombre de la subestación o El botón de jerarquía de mando de nivel 2 a nivel 3 o El botón de acuse de alarmas, reconoce la alarma y a la vez silencia

la sirena de alarma o el botón de acuse de indicaciones, para reconocer la aparición de

cualquier evento.

7.1.3.3 Pantalla principal En la que se muestre el unifilar general de la subestación,9 Esta pantalla debe contar con los siguientes elementos:

8 En esta barra debe estar visible el logo del ICE acorde a lo especificado en “libro de marcas del grupo ICE” en su versión mas reciente 9 dicho unifilar debe estar basado en la ultima versión disponible de los planos unifilares del Negocio de Transmisión para cada subestación


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o Debe respetar la indicación 7.1.2.2 relativa a la normalización de colores y símbolos por objeto de bahía.

o Debe indicar de manera visual y auditiva la aparición de una alarma en el sistema.

o En esta pantalla se deben desplegar en forma legible (al menos 28pts de tamaño) las variables de voltaje de barras, la frecuencia y el nivel de TAP en el que se encuentra el transformador (este ultimo colocado al lado del transformador).

o Se deben mostrar también las indicaciones de seccionadoras y disyuntores

o Cada bahía visualizada en el unifilar de este menú, debe contar con un botón que permita el ingreso a la pantalla de detalle de cada modulo, excepto, para el modulo de reserva. Este ultimo se despliega cuando se ingresa al menú de detalle del modulo, para todos los elementos de la barra a la cual pertenece.

o Un resumen de alarmas de toda la subestación

Adicionalmente debe contar con los siguientes botones de acceso a los respectivos menus:

o Boton de Unifilar, que hace posible volver al menú Unifilar de Inicio o Boton de Arquitectura, despliega un diagrama de comunicaciones y

estados de los enlaces y los equipos que están conectados a la LAN de subestaciòn

o Boton de Alarmas, que hace posible el acceso al listado de alarmas con su respectivo filtro y estado

o Boton de Eventos, que hace posible el acceso al listado de eventos con su respectivo filtro y estado

o Boton de Paralelismo, para ingresar al menú de paralismo de transformadores y regulación de voltaje

o Boton de Tendencias, para ingresar al menú que muestra los histogramas de variables analógicas como potencias, corrientes, temperaturas, etc

o Boton de Mediciones, para ingresar a un menú que despliega los históricos tabulados de las variables de medición de los modulos

o Botones de detalles, están posicionados al lado de cada modulo en el diagrama unifilar, y permiten el acceso a los menus de detalle de cada modulo

o Boton de lógica de enclavamientos, permite el acceso a la pantalla que despliega la lógica de enclavamientos de todos los modulos de la subestacion10

10 Este menú es opcional para mantenimiento, a solicitud del cliente. Para mas detalle ver el apartado 7.1.7 Enclavamientos


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figura 10 Ejemplo de pantalla principal y barra de navegacion

7.1.3.4 Pantalla de detalle de bahía: Esta Pantalla se muestra el detalle de cada módulo, junto al detalle del módulo de reserva asociado a esa barra (donde aplica). Ademas debe desplegar un unifilar miniatura, que sea un reflejo fiel del unifilar del menú principal, que permita conmutar rápidamente al detalle de cualquier otro mòdulo. Debe contar además con un listado de alarmas generales y por modulo. Respecto a las mediciones, debe contar con las siguientes variables prevenientes del mòdulo:

o Corrientes por fase o Voltaje Fase a Fase AB


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o Potencia Activa o Potencia Reactiva o Frecuencia

Ademas se debe contar con las siguientes indicaciones del modulo:

o Posicion de disyuntor o Posicion de todas las seccionadoras o Indicacion independiente de Local Remoto de Disyuntor o Indicacion independiente de Local Remoto de las seccionadoras

motorizadas11 o Local Remoto de nivel 112 o Indicacion de la función de recierre de las protecciones de dicho

mòdulo (habilitado / bloqueado) Respecto a los comandos, desde esta pantalla se pueden ejecutar las siguientes ordenes13:

o Apertura y cierre de disyuntores14 o Apertura y cierre de seccionadoras motorizadas o Habilitar o bloquear la función de bloqueo de recierre de las protecciones

asociadas al modulo (donde corresponda)

11 Principalmente las seccionadoras de derivación en configuración de barra principal con barra auxiliar, y las seccionadoras de puesta a tierra rapidas configuraciones GIS 12 Proveniente del selector de jerarquía de mando del control de bahia 13 Todos estos comandos se podrán ejecutar únicamente si el operador a ingresado su usuario y contraseña con lo autorizan para dicho fin 14 Todos los comandos en general, deben contar con una confirmación de seguridad antes de operar un elemento


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figura 11 Ejemplo de Pantalla de detalle de bahia

7.1.3.5 Pantalla de Arquitectura

La finalidad de esta pantalla es mostrar un estado de las comunicaciones, y estados en tiempo real de los equipos de la red LAN de subestación. En esta pantalla se debe visualizar:

o La distribución física de los IEDs y Switches por tablero, asi como su topología de red

o El estado (en línea o fuera de línea) de cada uno de los IEDs de la subestación

o El estado en línea (verde) o fuera de línea (rojo) de cada uno de los enlaces de comunicación.

o Debe existir un botón que permita activar una sub pantalla tipo “pop up” que permita visualizar por SNMP el estado activo o pasivo de cada uno de los switches de la red de campo de nivel 1.


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figura 12 Ejemplo de Pantalla de arquitectura

7.1.3.6 Pantalla de Alarmas

En ella se muestra un resumen de todas las alarmas que llegan en tiempo real. Cada línea de alarmas debe contar con:

o Fecha en formato DD/MM/AA y hora en formato HH/MM/ss/ms proveniente del GPS

o Indicar el nivel de tensión, el equipo, función de protección, bahía y mòdulo de procedencia de la Alarma

o Texto de alarma en forma explicita, que sea legible y comprensible, no debe contener abreviaturas ni ambigüedades

o El valor, que debe ir acorde a los siguientes códigos de color: o Alarma Activa No reconocida (PRESENTE o ABIERTO, en el caso

de un disyuntor): texto blanco en fondo color rojo, estas cambian de color al acusar

o Alarma Activa Reconocida (PRESENTE): Texto Rojo , fondo Blanco


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o Alarma Inactiva no reconocida (AUSENTE o CERRADO en el caso de un disyuntor): texto negro en fondo color verde, estas se borran al ser acusadas

Debe permitir: o Acusar una alarma a la vez, o un conjunto de alarmas o Exportar a un archivo Excel, la lista de alarmas activas

figura 13 Ejemplo de Pantalla de alarmas

7.1.3.7 Pantalla de Eventos

El comportamiento de esta pantalla es muy similar al anterior, con la diferencia de que aca se conservan las alarmas y eventos en el estado:

o Evento Inactivo Reconocido (AUSENTE), el cual se representa con fondo blanco y color negro


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Hay que entender también que todas las alarmas son eventos, pero no todos los eventos son alarma. Esta lista de eventos debe contener TODO el histórico de eventos15 y alarmas de la subestación de los últimos 5 años. Ademas debe tener herramientas que permitan realizar búsquedas y filtros con criterios como Fecha, hora, evento, para lograr encontrar secuencias de eventos. Tambien herramientas que permitan ordenar las listas por diferentes criterios como fecha, hora, duración , equipo, etc.

figura 14 Ejemplo de pantalla de alarmas

7.1.3.8 Pantalla de Paralelismo

Esta pantalla debe representar gráficamente, el proceso por medio del cual, se opera el sistema de regulación de tensión y paralelismo de transformadores16. Las indicaciones que debe tener contenidas son:

o Indicación Local Remoto de Nivel 0 del cambiador en cada transformador

15 Dicha base de datos debe ser abierto, esto significa que permita interconectar los datos y poder compartirlos con bases de datos de otros fabricantes, es decir que sea secuencial 16 Ver apartado 7.1.8 Regulacion de Tension y paralelismo de transformadores.


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o Indicación Local Remoto, del controlador de paralelismo a nivel 1 o Botones Selectores para modo Manual y Automàtico o Indicacion del nivel de TAP o Indicaciòn de Nivel de Tension en la Barra (tomado de la bahía de trafo) o Botones de subir y bajar, y botones de selección para los trafos en modo

manual. 17

figura 15 Ejemplo de pantalla de paralelismo

7.1.3.9 Pantalla de Tendencias Esta pantalla debe contener para cada uno de los mòdulos el registro histórico, por medio de gràficas, que permita desplazarse en el tiempo18. Se debe contar con registros graficos de Voltaje, Corrientes y Potencias Activa y Reactiva de todos los mòdulos. A través de un submenú, debe permitir ir seleccionando los distintos mòdulos que desean desplegarse, contando con la posibilidad de desplegar varias variables por grupos en un mismo gràfico.

17 Estos botones deben permanecer ocultos hasta que se seleccione la operación manual. 18 La capacidad de almacenamiento histórico que se requiere en años, debe ser definido por la dirección de la UEN en el momento de la licitacion


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Los gráficos deben tener capacidad de ser exportados en Excel.

7.1.3.10 Pantalla de Mediciones Debe contener la capacidad de almacenar los valores de medición tabulados con etiquetas de tiempo y magnitud. Debe contar con criterios de búsqueda y filtros por Variable, Fecha, Nivel de Tensiòn y Rango de Variaciòn. Debe permitir la exportación de datos en tablas de Excel. Se debe tener capacidad de almacenar datos al menos en cinco años con muestras cada cinco minutos.

7.1.4 FUENTES DE ALIMENTACION DE CORRIENTE DIRECTA

Los elementos de control, se alimentaran de los circuitos de corriente directa provenientes del tablero T.D.C.D. y se proveerá una alimentación específica para todas las secciones de la subestación. En subestaciones donde convivan mas de una empresa eléctrica, cada una de ellas debe contar con su propio sistema de corriente directa.19 En relación al tablero de corriente directa, se debe implementar un sistema de control que tenga capacidad de determinar el termomagnetico que se ha disparado, con su respectivo numero de identificación y texto descriptivo en pantalla. A nivel 1, se debe al menos poder identificar el numero de termomagnetico que se ha disparado, en caso que el controlador no tenga capacidad de desplegar todos los textos. A nivel 2, se debe contar tanto con el numero de identificación, asi como un texto descriptivo de la función asociada al térmico disparado. 20 Para ahorrar entradas se recomienda alambrar los contactos auxiliares del tablero de distribución, mediante un arreglo matricial de (n) entradas y (m) salidas. El funcionamiento es el siguiente:

o Se cuenta con un alambrado interno hacia el controlador donde sus salidas están alambradas a columnas, y sus entradas están alambradas a filas

19 Para el diseño del sistema de corriente directa, ver norma de corriente directa 20 Estas alarmas deben estar integradas a la pantalla de alarmas descrita en la sección 7.1.3.5 Pantalla de Alarmas


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o Todos los termomagneticos cuentan con contactos de alarma para disparo, normalmente cerrados

o Inicialmente, todas las salidas del controlador se encuentran cerradas a la espera del disparo de algún termico

o En caso de disparo de uno o màs termomagneticos, sale una alarma de disparo de térmico de CD que es identificada por alguna de las filas (entradas)

o Lo anterior desencadena una secuencia de identificación de térmico la cual consiste en abrir todas las salidas, y hacer barrido columna por columna, para establecer una relación fila con columna

o Segundos después, cuando se identifica la fila y la columa asociada, se determina cual o cuales termomagnèticos corresponden a la combinación mn correspondiente.

Este sistema al igual que todos los controladores, debe ser capaz de comunicarse con la EO por medio de protocolo IEC 61850. A continuación se muestran los planos propuestos para este diseño


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figura 16 Diagrama de matrices del sistema de alarmas TDCD


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figura 17 Plano de conexión de salidas (columnas) del sistema de alarmas

TDCD


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figura 18 Diagrama de conexiòn de entradas (filas) del sistema de TDCD


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7.1.5 ARQUITECTURA DE CONTROL Y JERARQUÍA DE MANDO

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

7.1.5.3 Niveles de Control de la Subestación Un sistema de control de subestaciones está dividido en niveles jerárquicos, donde cada nivel debe tener capacidad de comunicarse con los niveles inferiores y contar con capacidad de operación en cada nivel. Para ello, cada nivel debe mantener seguridad y rapidez de respuesta a todos los acontecimientos en una subestación. Cada nivel superior es dependiente exclusivamente de los niveles inferiores respectivos, siendo estos últimos, los más importantes en la jerarquía de control. A pesar que cada nivel debe contar con capacidad de operación, la misma esta condicionada a la disponibilidad, así como a los respectivos permisos de operación de los niveles inferiores. Los niveles inferiores deben garantizar la seguridad de todas las operaciones, en tanto que los superiores deben garantizar la disponibilidad y concentración de la información para facilitar las operaciones en una forma centralizada.

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

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

Objetos de Instrumentación: son los encargados de monitorear las variables

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

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

conectar o desconectar los diferentes objetos de potencia. Esta categoría


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incluye, las seccionadoras, los disyuntores. Algunos de estos objetos (como el disyuntor y la seccionadora de derivación) deben ser operados remotamente en los niveles superiores. En el caso de subestaciones GIS también se acepta que las seccionadoras de barra, módulo y tierra sean operados en forma remota. Estos objetos, incluyen los actuadores que permiten enclavar su operación y así evitar operaciones peligrosas, o erróneas de estos objetos que afecten los objetos de potencia. Los mismos condicionan también las operaciones para que estas se efectúen de forma segura, sin poner en riesgo al personal de operación

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

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

MODULO DE SUBESTACION: Es la unión de estos objetos en conjunto con la Unidad de control de bahía. La comunicación de este nivel, con el nivel superior siguiente (nivel 1) es en forma cableada donde no se cuente con concentradores distribuidos, y via fibra óptica, donde se cuente con los mismos.

7.1.5.3.2 Nivel 1 (Bahía) En este nivel se concentran todas las variables provenientes de los diferentes módulos, para ser operados, monitoreados, controlados y protegidos en forma centralizada. Está constituido por 2 partes fundamentales:

a) Física: comprende todo el hardware que recopila información de los componentes de nivel 0, el cableado tanto de señales binarias, analógicas y el medio de comunicación (cableado estructurado)

b) Lógica: comprende toda la programación de funciones de control, procesamiento, almacenamiento de datos y algoritmos de comunicación con el nivel superior

Este nivel consta de cinco componentes fundamentales que se agrupan en diferentes redes LAN. Estos componentes son:

Concentrador distribuido de entradas y salidas (RIO): Estos dispositivos deben ir directamente instalados en equipos de nivel 0. Están concebidos para concentrar todo el alambrado asociado al respectivo equipo de


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potencia y poder transmitirlo a las unidades de bahía por fibra óptica en protocolo IEC61850. No debe tener interfaz humano-máquina, ya que no esta concebido para funciones de operación y monitoreo.

Monitores de variables asociados a mantenimiento: Es un tipo de DEI encargado específicamente de recolectar información importante para la gestión del mantenimiento, de los equipos de nivel 0, Esta información puede incluir, temperaturas, conteo de operaciones, presiones, humedad, etc. Al igual que los concentradores distribuidos de entradas y salidas, deben ir directamente instalados en los equipos de nivel 0 y contar con puertos de comunicación. Unidad de control de bahía (UCB): Es un dispositivo electrónico inteligente (DEI) encargado de centralizar y procesar todas las señales de nivel 0, tales como: alarmas principales del módulo, señales de medición, señales de indicación de posición tanto en forma alambrada desde los equipos de nivel 0 o via GOOSE desde los concentradores distribuidos. Con toda esta información se ejecutan las lógicas que permiten generar comandos de apertura o cierre, bloqueos o permisos para enclavamiento, y comandos de control. Debe contar con una pantalla y un teclado. Estas unidades de control, deben contar además con un selector Local Remoto para continuar con la jerarquía de mando, y en aquellos casos donde se interactúa con los objetos de control, debe contar además con selectores manual o automático (o en su defecto, botones de funciones programables, con estas características). Debe ir instalado en el bunker o en sala de control

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

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

Equipos de medición: Son los dispositivos que registran el comportamiento

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

Registradores de Eventos u Oscilopertubografos: Son los encargados de registrar señales analógicas y digitales de la subestación, ante un evento en la red. Switches o conmutadores de subestación: Es el dispositivo encargado de la interconexión de los distintos elementos que conforman la LAN de


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subestación, los cuales incluirían las unidades de control de bahía, los concentradores de entrada y salida distribuidos, los monitores de variables asociados a mantenimiento, los reles de protección, los equipos de medición y los registradores de eventos a nivel 1. Adicionalmente, debe contar la posibilidad de crear redes virtuales o VLANS, para agrupar lógicamente cada uno de los equipos de acuerdo a los tipos de usuarios. Deben contar con un nivel básico de seguridad así como conexión con los elementos de nivel 2.21

7.1.5.3.3 Nivel 2 (Subestación)

Este nivel es el conocido como el mando de subestación o nivel SCADA, ya que este agrupa toda la información de la subestación para poder ser enviada a subcentros de control. Dichos subcentros, agrupan varias subestaciones mediante protocolo de telecontrol, haciendo uso de una Vlan la cual llamaremos Vlan de telecontrol, o a un centro de control remoto. Este nivel Consta de los siguientes componentes:

Servidor: Es el elemento hardware en el cual se albergan todas la aplicaciones que integran el sistema de control de nivel 2 de la subestación. Consiste de un hardware especializado con características de servidor, en el que se ejecuta un sistema operativo de virtualización, para nuestros efectos Sistema Operativo VmWare. Este equipo alberga las diferentes maquinas virtuales necesarias para dar servicio a las aplicaciones que los clientes requieren, como son: Gateway de subestación, servidor de base de datos de la subestación, maquina para la interrogación de protecciones SIP, maquina para la interrogación de Osciloperturbografos SIOS, y cualquier otra máquina.

Gateway de subestación: Es el elemento que recibe todas las

informaciones provenientes de los diferentes equipos de nivel 1 de la subestación (Unidades de bahía, protecciones, equipos de medición, etc.) mediante el protocolo definido en el apartado IEC61850. A su vez, permite la comunicación con los demás componentes del nivel 2, y la comunicación remota por medio de redes WAN. Al ser un equipo virtual hospedado dentro del servidor, se requiere que esta aplicación sea un software.

Servidor de Base de Datos de Subestación (SBDS): Es la aplicación

encargada de almacenar toda la información generada por los distintos componentes que constituyen la subestación en formato de base de datos

21 Para más detalles de las VLANS y la arquitectura de red, refiérase a la sección 7.1.4 “LAN de subestación”.


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abiertas. Esta información incluye tanto los eventos, alarmas, medidas e indicaciones generados por las unidades de control, relés de protección, registros oscilográficos de la subestación y cualquier otro equipo que forme parte de la subestación. El SBDS tendrá la capacidad de comunicarse mediante múltiples protocolos de comunicación como mínimo IEC 61850, DNP, OPC, modbus, entre otros. Este equipo tendrá la función de SCADA de la subestación y publicara esta información mediante consultas a la base de datos vía WEB.

Estación de Operación (EO): Es el software (IHM) que permite el acceso

remoto a los datos de proceso recopilados por el Gateway de subestación, permitiendo así la operación y supervisión de la subestación. Este equipo es el que realiza la tarea de interface entre los niveles inferiores (Nivels 0 y 1), los de gestión (Nivel 2) y los niveles superiores (Nivel 3). Debe contar desplegar toda la información de la subestación (Posiciones, medidas, Alarmas, eventos, etc.) en un equipo informático disponible en el sitio de trabajo del personal de operación. La presentación de los datos en el sistema SCADA deberá cumplir con lo especificado en los carteles licitatorios y/o especificaciones técnicas según se defina en el apartado de SCADA

Centro de Control y Monitoreo Regional :Este elemento del sistema de

control se conoce como el CCMR y consiste en un sitio remoto donde se concentraran un número determinado de subestaciones de un área geográfica específica, las cuales serán monitoreadas y operadas por personal de operación de nivel 2 del Negocio de Transmiisón. El intercambio de información entre el Gateway de subestación y el CCMR, será mediante protocolo de telecontrol. El medio de comunicación será mediante una Vlan de telecontrol exclusiva para estos fines22. En este sitio se ubicara una interface gráfica con la información de las subestaciones de un área determinada, y al personal de operación ahí destacado le corresponderá realizar la funciones de operación de estas subestaciones.

7.1.5.3.4 Nivel 3 (CCR centro de control remoto) En este nivel se concentra la información proveniente de todas las subestaciones del sistema eléctrico nacional mediante protocolos de comunicación de telecontrol, el intercambio de informaciones entre los CCR y el nivel 2 de control se dará mediante la codificación de telegramas según lo defina el protocolo correspondiente. Este está constituido por los clientes remotos de las

22 Esto equipos serán proporcionados de acuerdo a la especificación técnica dada por el Área de

Comunicaciones del Negocio de Transmisión


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subestaciones, entre los cuales se incluye el CENCE (centro nacional de control eléctrico), y los diferentes distribuidores de energía (como por ejemplo CNFL, ESPH, etc). Las soluciones de comunicación entre el nivel II y los niveles superiores deberán ser provistas por los interesados. Es importante aclarar, que de todos los centros remotos mencionados anteriormente, el CENCE tiene la facultad exclusiva de la operación de los circuitos de alta tensión de la subestación, así como el interruptor de baja tensión de los transformadores reductores, Los demás centros remotos excepto el CENCE, contaran solo con el Monitoreo de los datos. Este es el último nivel jerárquico y por la tanto es el único que no incluye el Selector Local Remoto.

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


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Nivel jerárquico

Tipo de Objeto

Elementos Requeridos para permitir la operación en cada nivel

Elemento donde se ejecuta la operación en cada nivel

Nivel 023

Objetos Conexión /

Desconexión

Selector L / R de nivel 0: en posición LOCAL

Botonera Abrir Cerrar del Disyuntor Botonera Abrir Cerrar seccionadora de derivación

Objetos Control


+ Selector A / M:

en posición MANUAL

Botonera Subir Bajar del Cambiador de Derivaciones24 Botonera de Encendido / Apagado del sistema de ventilación Botonera Abrir Cerrar disyuntor del Reactor

Nivel 1

Objetos Conexión /

Desconexión

Selector L / R de nivel 0: en posición REMOTO

+ Selector L / R de nivel 1:

en posición LOCAL

Botonera Abrir Cerrar de la bahía según el objeto seleccionado

Objetos Control



en posición LOCAL +

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

en posición MANUAL

Botonera Subir Bajar de la Bahía de Regulación de Voltaje y Paralelismo de Transformadores. De acuerdo al transformador seleccionado Botonera Abrir Cerrar de la bahía del Reactor25

23 A nivel 0, las operaciones de los elementos de conexión y desconexión, están condicionadas, de acuerdo a lo expuesto en la sección de enclavamientos. 24 El botón de subir bajar TAPS del cambiador, no requiere selector manual / automático en nivel 0 25 La botonera de Abrir Cerrar el módulo de reactor no requiere selector manual / automático en niveles superiores 1 al 3.


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Nivel jerárquico

Tipo de Objeto

Elementos Requeridos para permitir la operación en cada nivel

Elemento donde se ejecuta la operación en cada nivel

Nivel 2

Objetos Conexión /

Desconexión



en posición REMOTO +


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

Objetos Control



en posición LOCAL +

Selector A / M de la Estación de Operación:

en posición MANUAL

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

Nivel 3

Objetos Conexión /

Desconexión





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

Objetos Control





+ Indicación A / M proveniente de los

niveles inferiores: en posición MANUAL

Botonera Subir Bajar de la consola de operación del Centro de Control para el sistema de Regulación de Voltaje y Paralelismo de Transformadores. De acuerdo al transformador seleccionado26 Botonera Abrir Cerrar de la consola de operación del Centro de Control para el módulo del Reactor

tabla 3 Descripción de los objetos correspondientes a cada nivel de la

jerarquía de mando de subestación

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


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

.Modo de operación Bit más significativo

Bit menos significativo

Valor Decimal

Posición No válida 0 0 0

REMOTO 0 1 1

LOCAL 1 0 2

Posición No válida 1 1 3

tabla 4 Distribución de operación de los bits, para indicación doble del

selector Local Remoto Para la mayoría de los equipos instalados, el bit menos significativo corresponde al primer punto de conexión, por lo dicho punto corresponde a la indicación REMOTO27.

figura 19 Diagrama Jerarquía de Mando

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


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7.1.6 LAN DE SUBESTACION

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


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figura 20 Diagrama de distribución de equipos, switches y VLAN que forman la

LAN de Subestación

Para efectos de la red LAN de Nivel 1, se aceptan las siguientes topología tal y como se describieron en las figuras anteriores:

1. Estrella Redundante con cable UTP: IEDs deben estar conectados al menos a dos switches diferentes, deben usar cable categoría 5 o superior.

2. Anillo redundante con Fibra Optica: la red debe contar con al menos dos switches, y usar fibra óptica dúplex tanto entre switches como entre IEDs.

3. Topología Mixta: al menos dos Switches conectados entre sí en anillo redundante con fibra óptica, y conectados en estrella redundante hacia los IEDs

En resumen, se permite utilizar fibra óptica o cable de cobre UTP para conectar los IEDs entre si, o al switch, pero únicamente fibra óptica para conectar los switches entre si. Además, cada IED debe contar con 2 canales. Para efectos de documentación en planos, se debe incluir un plano de comunicación que incluya todos los equipos a comunicarse, con su respectiva distribución en tableros, direccionamientos y tipo de comunicación. Un ejemplo de dichos planos, se puede observar en la siguiente propuesta.

figura 21 Propuesta para plano de comunicaciones LAN en subestación

La topología acá mostrada, debe estar conectada a un Switch de Acceso provisto para la conexión WAN, al cual también ingresarían otras redes locales, como lo son la red de computadoras propia de la sala de control y la red de vigilancia de subestación, propia del equipo de operación, así como cualquier otra aplicación externa a la subestación. Las funciones y equipos conectados a cada una de las VLANs antes mencionadas, se explican a continuación

7.1.6.2 VLAN de Control

Dicha VLAN sería necesaria para monitorear todo el sistema de Control de la subestación, el cual incluye servidor de base de datos, Estación de Operación y


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Gateway de telecontrol. El principal cliente de dicha VLAN, es el área que da mantenimiento a los sistemas SCADAs, los centros de monitoreo remoto

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

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

7.1.7 ENCLAVAMIENTOS

7.1.7.1 Conceptos básicos

Un enclavamiento es un sistema que impide la operación de uno o varios elementos, si no se cumplen las medidas necesarias para la correcta y segura operación del mismo. Por seguridad, la condición normal de los elementos de una subestación es permanecer enclavados a nivel 0, por lo tanto, las lógicas que se mencionan en este apartado, van en función de otorgar permisos de operación.


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Por medio de lógicas combinacionales programadas, se analizan las condiciones operativas de cada elemento, y en función de las mismas se genera el envío de cada uno de los respectivos permisos de operación a los respectivos elementos de nivel 0. El enclavamiento de operación, se realiza bloqueando un circuito eléctrico. Esto se logra mediante la desconexión de los diferentes negativos que cierran los circuitos necesarios para la operación de los diferentes elementos de la subestación.

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

7.1.7.2.1 Señales de Entrada: Son todas aquellas señales, tanto binarias, como analógicas, necesarias para efectuar la lógica combinacional mediante la cual se activa el permiso de operación de cada uno de los elementos enclavados. Dichas señales son de 2 tipos:

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

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

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

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

7.1.7.2.2 Señales Permisivas

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

Se dividen a su vez en 2 tipos:

SALIDAS FISICA PERMISIVAS: Son todas las salidas binarias generadas

mediante contactos libres de potencial en la bahía, y que actúan directamente sobre cada una de las bobinas de enclavamiento de las


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seccionadoras manuales, y sobre las bobinas de apertura y/o cierre de los disyuntores y seccionadoras motorizadas. Estas bobinas son exclusivas del nivel 0.

SALIDAS LÓGICAS PERMISIVAS: Son todas las señales generadas por variables internas o bloques lógicos en elementos de nivel 1, cuya función es transmitir una indicación y/o permiso a otros elementos de nivel 1, para que estos a su vez generen una salida física permisiva,

7.1.7.2.3 Elementos de Indicación de enclavamiento

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

Cada uno de estos indicadores debe reflejar el estado de la salida permisiva que representa, Indicando en forma clara cuando el elemento no cuenta con el permiso de operación respectivo (esta enclavado). Estas indicaciones deben ser implementadas tanto a nivel 1 como a nivel 2.

7.1.7.3 Consideraciones generales para la implementación de los enclavamientos

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

b. La jerarquía de control no deberá tener injerencia sobre los

enclavamientos. No importa el nivel desde donde se esté operando, el sistema de enclavamientos es único.

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

quedar enclavados.

d. Para las señales lógicas permisivas por protocolo IEC 61850, la lógica de diseño debe asegurar, que en caso de la perdida de comunicación de uno de los elementos, los dispositivos que dependan de alguna señal de estas, para tomar una decisión, queden enclavados.


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e. Por medio de elementos de indicación mínimos,, se deberá reflejar el estado de cada salida permisiva, indicando cuando el elemento está enclavado para efectos de operación a nivel 1 y 2

f. Por medio de elementos de indicación más elaborados, se deberá

reflejar el estado completo de la lógica combinacional permisiva, indicando el estado de cada uno de los elementos y/o compuertas lógicas para efectos de mantenimiento a nivel 2. Este información debe estar en un menú de mantenimiento y no debe comprometer la información requerida para operaciòn

figura 22 Ejemplo de implementación de indicación de lógicas permisivas de

operación a nivel 2, para mantenimiento

g. En subestaciones con topología de barra auxiliaral aplicar el

protocolo IEC61850 para las derivaciones, se recomienda concentrar la información de posición de todas las derivaciones, en la unidad de bahía de módulo de reserva. Dicha unidad de módulo de reserva toma las decisiones de control, y distribuye los respectivos permisos lógicos a las unidades de módulo correspondientes para que ellas


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generen su respectivo permiso físico. En caso de falla de comunicación se deben provocar los enclavamientos respectivos a los módulos en falla.

h. Todas las lógicas de enclavamiento a ser programadas, deben ser

documentadas en planos con nomenclatura DL (diagrama Lògico)


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figura 23 ejemplo de Diagrama Logico de enclavamientos (nomenclatura DL)


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i. Para operar el disyuntor desde el nivel 0 debe existir un

enclavamiento que impida operar el disyuntor para energizar dicho módulo. Solo se permiten operaciones de apertura y cierre a nivel 0, con todas las seccionadoras adyacentes abiertas (condición de mantenimiento). Para tal efecto, se considerará la posición local del conmutador Local / Remoto del disyuntor, respetando las condiciones que se muestran a continuación.

Condicionamiento de Operación a Nivel 0 Para disyuntor 52

L/R Nivel 0

89x2 89x3 Comando de Cierre a nivel 0

Local

A A Permiso de Cierre

A C Cierre Bloqueado

C A

C C Condicionado a lógica de enclavamiento

según módulo tabla 5 Condiciones en las que se permite el cierre del disyuntor a nivel 028

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

7.1.7.4 Condiciones específicas para la implementación de un

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

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

28 En casos particulares, como las subestaciones GIS que cuentan con seccionadoras de puesta a tierra a ambos lados del disyuntor, se debe tomar en cuenta que ambas seccionadoras también deben estar abiertas.


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7.1.7.4.1 Módulo de línea con seccionadora de reserva.

Elemento a enclavar 89L1 89L2 89L3 89L4 52L 52B 89X1n29 Térmico potencial

Potencial de línea

89L1 A A A

89L2 A

89L3 A A

89L4 A A C NV

52L cierre NMC NMC

tabla 6 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de línea con reserva.

figura 24 Módulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento

seccionadoras 89L2 y 89L3

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


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Elemento a Enclavar

Seccionadoras

Derivaciones 89L1

89L1n..

AbiertasNO

SI

Indicacion de

No permiso

de Operación

L1

Permiso

Cierre

L1

Secc L4

AbiertaNO

SI

52B

Abierto

NO

SI

Perdida

Comunicacion

NO

SI

Permiso

Apertura

L1

figura 25 Módulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento seccionadora 89L130

30 Las señales de las 89L1 y 52B abiertos, vienen por el puerto de comunicación, proveniente de los otros módulos, o del módulo de reserva en caso que este sea el que concentre todas esas señales


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figura 26 Modulo de línea con seccionadora de reserva, enclavamiento 89L4.

7.1.7.4.2 Módulo de transformador con seccionadora de reserva.

Elemento a enclavar 89T1 89T2 89T3 52T 52B 89X1n31

89T1 A A

89T2 A

89T3 A

52T cierre NMC NMC

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

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


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figura 27 Módulo de transformador con seccionador de reserva, enclavamiento disyuntor 52T

figura 28 Módulo de transformador con seccionador de reserva, enclavamiento

seccionadoras 89T2 y 89T3


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figura 29 Módulo de transformador con reserva, enclavamiento 89T1 (por medio debus alambrado)

7.1.7.4.3 Módulo de reactor

Elemento a enclavar 89R2 89R3 52R 52B

89R2 A

89R3 A

52R cierre NMC NMC

tabla 8 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de reactor con

seccionador de reserva.


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figura 30 Módulo de Reactor con reserva, enclavamiento disyuntor 52R

figura 31 Módulo de Reactor con reserva, enclavamiento seccionadoras 89R2 y 89R3


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7.1.7.4.4 Módulo de reserva.

Elemento a enclavar 89B2 89B3 52B 89L1n

89B2 A 89B3 A

52B (cierre) NMC NMC NMC

tabla 9 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de reserva.

Elemento a Enclavar

Operación disyuntor

52B

MC B2-B3

MC X1n

Permiso

Cierre

52B

Indicacion de

No permiso

de cierre

52B

SI

SI

NO

NO

figura 32 Módulo de reserva, enclavamiento 52B

7.1.7.4.5 Módulo de enlace de barras.

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


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

52E (APERTURA) NMC

52E (CIERRE) NMC NMC

tabla 10 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de enlace de

barras.

7.1.7.4.6 Módulo de banco de capacitores.

89BC2 89BC4 52BC TIEMPO

89BC2 A A

89BC4 A

52BC cierre op_normal NMC A 12 Min32

52BC cierre op_manto A 0 Min

tabla 11 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de banco de Capacitores

32 Este tiempo es a partir de la ultima energización del banco y puede variar dependiendo de la capacidad del banco y su configuración, en este caso se asumen bancos de 12MVAR conectados en estrella flotante


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Elemento a Enclavar

Operación disyuntor

52BC

89BC2

cerrada

89BC4

Abierta

Tiempo

12 minutos desde

ultima apertura

Permiso

Cierre

52BC

Indicacion de

No permiso

de cierre

52BC

NO

NO

NO

SI

SI

SI

figura 33 Módulo de Banco de capacitores enclavamiento disyuntor 52BC


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Elemento a Enclavar

Seccionadora

89BC2

52BC

Abierto

NO

SI

Indicacion de

No permiso

de Operación

89BC2

Permiso

Operación

89BC2

89BC4

Abierta

SI

NO

figura 34 Módulo de Banco de capacitores enclavamiento seccionadoras

89BC2

Elemento a Enclavar

Seccionadora

89BC4

89BC2

Abierta

NO

SI

Indicacion de

No permiso

de Operación

89BC4

Permiso

Operación

89BC4

figura 35 Módulo de Banco de capacitores enclavamiento seccionadoras

89BC3


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7.1.7.4.7 Módulo disyuntor y medio.

Permiso

de operación

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

89L5 (Barra B)

52M Térmico potencial

Potencial de línea

* 89L2 A

* 89L3 A A A

* 89L4 A C NV

* 89L5 A

89M2 A

89M3

A

* 52L NMC NMC NMC NMC

52M NMC NMC NMC NMC

* ELEMENTOS DE LA LINEA REFERIDA A BARRA A (LAS SECCIONADORAS PUEDEN SER L,T,G)

tabla 12 Relación entre elementos y permisos de operación en un módulo de sistema disyuntor y medio referidos a la barra A.

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

(Barra A) 89L5

(Barra A) 52M Térmico

potencial Potencial de línea

* 89L2 A

* 89L3 A A

A

* 89L4 A C NV

* 89L5 A

89M2 A

89M3

A

* 52L NMC NMC NMC NMC

52M NMC NMC NMC NMC

* ELEMENTOS DE LA LINEA REFERIDA A BARRA B (LAS SECCIONADORAS PUEDEN SER L,T,G)

tabla 13 Relación entre elementos a enclavar en un módulo de sistema disyuntor y medio referidos a la barra B.


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SI

Elemento a Enclavar

Cierre de 52M

Secc 89M2

Media Carrera

Secc 89M3

Media Carrera

Permiso

Cierre

52M

Indicación de

no

Cierre

52M

NO

SI

Secc 89L3

Media Carrera

Barra A

NO

NO

NO

SI

Secc 89L3

Media Carrera

Barra B

NO

SI

figura 36 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de cierre 52M


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SI

Elemento a Enclavar

Cierre de 52L

Secc 89L2

Media Carrera

Secc 89L5

Media Carrera

Permiso

Cierre

52L

Indicación de

no

Cierre

52L

NO

SI

Secc 89L3

Media Carrera

Secc 89M2/

M3 MC

NO

NO

NO

SI

SI

figura 37 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de cierre 52L


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figura 38 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadoras 89M2 y 89M3

figura 39 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadora 89L4


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figura 40 Módulo de disyuntor y medio enclavamiento de seccionadoras 89L2, 89L5,89L3

7.1.7.5 Condiciones especìficas para implementacion de un sistema de enclavamientos por bahía en subestaciones GIS H, según el tipo de mòdulo

Seguidamente se presentan las condiciones y lógicas de enclavamientos requeridas para cada uno de los mòdulos y elementos de una subestación GIS tanto en configuración H como configuración Disyuntor y Medio

7.1.7.5.1 Modulo de línea GIS H


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tabla 14 Relaciòn entre elementos a enclavar en un mòdulo de lìnea

configuracion GIS H

figura 41 Modulo de lìnea GIS H, enclavamiento para cierre de disyuntor 52L

A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C

X X X X X X

X

X X X

X

X X X

X X

X X X

X X X

A: Abierto

C: Cerrado

NI: Equipo Abierto o Cerrado - No se encuentre en media carrera

*Depende de la barra en Barra utilizada

** Bloqueos por SF6, falla motor ó resorte descargado.

Módulo de Línea

Apertura *52L

*89L-3

Cierre *89L-4C

Apertura *89L-4A

Cierre *89L-4A

Apertura *89L-4B

Cierre *89L-4B

Apertura *89L-4C

Apertura *89L-3

Cierre *89L-2

*89B-4**52-L *89L-2

Cierre *89L-3

Cierre *52L

Apertura *89L-2

Mando

Condiciones para mandos Remotos

*89L-4A Int. En falla ó

Bloq.**

Bloq. Disp.

87BSin Tensión en

Barras

Termico de Potencial No

Disparado

Sin tension

en Línea

*89L-4B *89L-4C


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figura 42 Modulo de lìnea GIS H, enclavamiento de seccionadora de barra

89L2

figura 43 Modulo de lìnea GIS H, enclavamiento de seccionadora de lìnea

89L3


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figura 44 Modulo de Lìnea GIS H, enclavamiento seccionadoras de tierra para

los compartimentos 89L4A, 89L4B y 89L4C


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7.1.7.5.2 Modulo de transformador GIS H

tabla 15 Relaciòn entre elementos a enclavar en un mòdulo de transformador

subestaciòn GIS H

figura 45 Modulo de transformador GIS H, enclavamiento para el cierre del

disyuntor de trafo 52T

A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C

X X X X X X

X

X X X

X

X X X

X X

X X

X X X

A: Abierto

C: Cerrado


*Depende de la barra en Barra utilizada


*** PPT - ¨Protecciones Propias Transformador

***** consultar con interruptor de ladao baja del trafo para cerrar T4C

*52T

Apertura *89T4B

Apertura *89T2

Cierre *89T2

Apertura *89T3

Cierre *89T3

Apertura *89T4C

Apertura *52T

Cierre *52T

Cierre *89T4A

Cierre *89T4C

Mando

Apertura *89T4A

Cierre *89T4B

Sin tension

en L.Baja

*89T-2 *89T-3 *89T-4A *89-B4**89T-4C


Int. En falla ó

Bloq.**

Bloq. Disp.

87B/PPT***/Sin Tensión

en Barras

Termico de Potencial

No Disparado

Módulo de Transformador

*89T-4B


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figura 46 Modulo de transformador GIS H, enclavamiento de seccionadora de

barra 89T2

figura 47 Modulo de transformador GIS H, enclavamiento de seccionadora de

transformador 89T3


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figura 48 Modulo de transformador GIS H, enclavamiento de seccionadoras de

tierra para los compartimentos 89T4A, 89T4B, 89T4C


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7.1.7.5.3 Modulo Enlace GIS H

tabla 16 Relacion entre elementos a enclavar en un modulo de enlace GIS H

figura 49 Mòdulo de linea GIS H, enclavamiento disyuntor enlace

A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A B

X X X X X X

X

X X X

X

X X X

X X

X X

X X X

X X X

A: Abierto

C: Cerrado


* Seccionadoras de barra A

** Seccionadoras de Barra B

*** Bloqueos por SF6, falla motor ó resorte descargado.

189E-4A

Apertura *89E-4B

189E-4B 289B-4

Apertura *89E-3

Apertura *89E-4A

Cierre *89E-4A

Cierre *89E-3

189B-4

Apertura *52E

Cierre *52E

Mando

152E

Cierre *89E-2

89*2(A)*189E-2 89*2(B)** 189E-3

X

Apertura 289B-4

Cierre 289B-4

Apertura 189B-4

Cierre 189B-4

Cierre *89E-4B

Apertura *89E-2

Sin V. BarraTermico de Potencial No

Disparado

X

Modulo en

falla ó

Bloqueo por

87B


Módulo de Enlace


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figura 50 Modulo de enlace GIS H enclavamiento de las seccionadoras de

enlace 89E2 y 89E3

figura 51 Modulo de enlace GIS H enclavamiento de las seccionadoras de puesta a tierra del enlace 89E-4A y 89E-4B


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figura 52 Modulo de enlace GIS H enclavamiento de las seccionadoras de

puesta a tierra de barras A y B 189B-4 y 289B-4

7.1.7.6 Condiciones especìficas para implementacion de un sistema de enclavamientos por bahía en subestaciones GIS Disyuntor y Medio, según el tipo de mòdulo

7.1.7.6.1 Modulo Linea GIS Disyuntor y Medio


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tabla 17 Relacion entre elementos a enclavar en un modulo de linea GIS

Disyuntor y Medio

Proyecto: GIS 230KV No. Montaje:

Zona: Comite de Control

Subestación: Comite de Control

A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C A NI C

X X X X X X X

X

X X X

X X

X X X X

X

X X

X X

X X

X X X

X X X

X X X

A: Abierto

C: Cerrado


*Depende del lado de barra que utilizamos


*89B-4

Cierre *89L-4C

Apertura *89L-4C

Apertura *89L-4D

Cierre *89L-4D

Apertura *89B-4

Cierre *89B-4

Cierre *89L-2

*89L-4C*52-L *89L-2 *89L-3

Apertura *89L-3

Cierre *89L-3

Cierre *52L

Apertura *89L-2

*89M-3*89L-4D*89L-5 Int. En falla ó

Bloq.**

Bloq. Disp.

87B

Sin Tensión

en Barras

Termico de

Potencial No

Disparado

Sin tension

en LíneaMando


*89L-4A *89L-4B

Apertura *52L

Cierre *89L-4B

Apertura *89L-5

Cierre *89L-5

Apertura *89L-4A

Cierre *89L-4A

Apertura *89L-4B

Enclavamientos Modulo de Linea Sub Tipo: Interruptor y Medio GIS


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figura 53 Modulo de Linea GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento de disyuntor

de Lìnea


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figura 54 Modulo de Linea GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento

Seccionadoras Modulo L2 y Diametro L5


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Seccionadora de barra L3


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Seccionadoras de aterrizamiento de linea 4A, 4B, 4C y 4D


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Seccionadora aterrizamiento de barra B-4


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7.1.7.6.2 Modulo de Transformador GIS Disyuntor y Medio

tabla 18 Relacion entre elementos a enclavar en un modulo de transformador

GIS Disyuntor y Medio


X X X X X X X

X

X X X

X X

X X X X

X

X X

X X

X X

X X X

X X X

X X X

A: Abierto

C: Cerrado




Apertura *89B-4

Cierre *89B-4

Termico de

Potencial No

Disparado

Int. En falla ó

BToq.**

Apertura *89T-4C

Cierre *89T-4C

Apertura *89T-4D

Cierre *89T-4D

*52-T

Apertura *89T-4A

*89T-4D *89B-4 *89M-2 Sin tension

en Tínea

Bloq. Disp.

87B,87T y PP

Sin Tensión

en Barras

Apertura *89T-4B

Apertura *52T

Cierre *52T

Cierre *89T-5

Cierre *89T-4B

Mando

Apertura *89T-5

Cierre *89T-4A

*89T-2 *89T-3

Apertura *89T-2

Cierre *89T-2

Apertura *89T-3

Cierre *89T-3

*89T-5 *89T-4C*89T-4B*89T-4A

Módulo deTransformador Interruptor y medio GIS



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figura 58 Modulo de Transformador GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento de

disyuntor de Transformador 52T


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figura 59 Modulo de transformador GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento

Seccionadors de Transformador T2 y Diàmetro T5


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figura 60 Modulo de Transformador GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento

Seccionadora de Barra T3


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Seccionadoras de aterrizamiento de linea 4A, 4B, 4C y 4D


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Seccionadora aterrizamiento de barra B-4

7.1.7.6.3 Modulo del Medio GIS Disyuntor y Medio

tabla 19 Relacion entre elementos a enclavar en un modulo de medio GIS Disyuntor y Medio


X X X X X x

X

X X

X

X X

X X

X X

A: Abierto

C: Cerrado




Sin tension

en Línea

Termico de

Potencial No

Disparado

Int. En falla ó

Bloq.**

*89L-4B

Apertura *89M-4B

*89*-4C *89L-3

Apertura *89M-3

Apertura *89M-4A

Cierre *89M-4A

Cierre *89M-3

*89M-2 *89*-3

Cierre *89M-4B

Apertura *89M-2

Apertura *52M

Cierre *52M

Mando

*52-M

Cierre *89M-2

Bloq. Disp.

87B

Sin Tensión

en Barras

Enclavamientos Modulo del Medio Sub Tipo: Interruptor y Medio GIS

*89M-4A *89M-4B*89M-3



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figura 63 Modulo del Medio GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento Disyuntor

del Medio 52M


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figura 64 Modulo del Medio GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento seccionadoras del medio a barra A y barra B

figura 65 Modulo del Medio GIS Disyuntor y medio. Enclavamiento seccionadoras de puesta a tierra


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

7.1.7.7.1 Módulos de línea.

Variable Descripción

ENC_52L Indicación de disyuntor enclavado

ENC_89L1 Indicación de seccionadora de derivación enclavada

ENC_89L2 Indicación de seccionadora de barra enclavada

ENC_89L3 Indicación de seccionadora de línea enclavada

ENC_89L4 Indicación de seccionadora de tierra enclavada33

ENC_89L4x Indicaciòn de seccionadora de tierra (A,B,C,D) enclavada34

ENC_89L5 Indicación de seccionadora de diámetro

ENC_89M2 Indicación de seccionadora de módulo medio a barra A

ENC_89M3 Indicación de seccionadora de módulo medio a barra B

tabla 1 Nombre y descripción de las variables de las indicaciones de

elemento enclavado para módulos de línea.


PER_52L Permiso de operación del disyuntor (Salida)

PER_89L1 Permiso de operación de la seccionadora de derivación (Salida)

PER_89L2 Permiso de operación de la seccionadora de barra(Salida)

PER_89L3 Permiso de operación de la seccionadora de línea (Salida)

PER_89L4 Permiso de operación de la seccionadora de tierra (Salida)

PER_89L4x Permiso de operación de la seccionadora de tierra (A,B,C,D)

PER_89L5 Permiso de operación de la secciondora de diámetro

PER_89M2 Permiso de operación de la secciondora módulo medio a

33 En caso de subestaciones GIS se debe agregar tantas variables de seccionadora L4, como seccionadoras de tierra existan con los prefijos A,B,C 34 Aplica para barras GIS donde se cuenta con varias seccionadoras de tierra (A,B,C,etc) por compartimento en un mismo modulo


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barra A

PER_89M3 Permiso de operación de la secciondora módulo medio a barra B

tabla 2 Nombre y descripción de las variables de las indicaciones de permiso

de operación para módulos de línea.

7.1.7.7.2 Módulos de Transformador.


ENC_52T Indicación de disyuntor enclavado

ENC_89T_1 Indicación de seccionadora de derivación enclavada

ENC_89T_2 Indicación de seccionadora de barra enclavada

ENC_89T_3 Indicación de seccionadora de línea enclavada

tabla 3 Nombre y descripción de las variables de las indicaciones de

elemento enclavado para módulos de transformador.


PER_52T Permiso de operación del disyuntor (Salida)

PER_89T1 Permiso de operación de la seccionadora de derivación (Salida)

PER_89T2 Permiso de operación de la seccionadora de barra(Salida)

PER_89T3 Permiso de operación de la seccionadora de línea (Salida)

tabla 4 Nombre y descripción de las variables de las indicaciones de permiso

de operación para módulos de transformador.


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7.1.8 REGULACIÓN DE VOLTAJE Y PARALELISMO DE TRANSFORMADORES

7.1.8.1 Descripción general El sistema de control de regulación de voltaje es el encargado de garantizar un potencial estable en las barras de baja tensión de una subestación .El control de paralelismo de transformadores, tiene como función mantener una correcta distribución de potencia reactiva entre un grupo de transformadores que operan en paralelo. Por esta razón, este sistema se considera perteneciente a la barra de bajo voltaje y no a los transformadores. El sistema de control de paralelismo, se requiere en subestaciones con un mínimo de 2 transformadores y debe entrar en acción, siempre que se tengan dos o más transformadores en paralelo.

7.1.8.2 Configuraciones de implementación Van a existir tres posibles configuraciones35, que se usaran según las circunstancias lo requieran de tal manera que se realice la función deseada:

7.1.8.2.1 Configuraciòn Concentrada

En este tipo de configuración tenemos un elemento controlador, que se encarga de controlar el voltaje de cada una de las barras; concentrando en ella toda la información externa necesaria y los algoritmos de control, tanto para trabajar con barra partida o unida.

35 En caso de modo mixto o distribuido, se usan en las bahías de lado de baja, los bornes asignados a la bahía de regulación en una sub regleta para regulación ubicada en el mismo tablero de la bahía de control


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figura 66 Configuraciòn Concentrada

7.1.8.2.2 Configuraciòn Distribuida36

En este sistema se tienen tantos controladores de voltaje como transformadores tengan asociados las barras a regular. Requiere que los diferentes controladores se comuniquen entre sí, para poder realizar el adecuado control de paralelismo. Puede regular con tensiones monofásicas o trifásicas. En caso de la regulación distribuida y de que los transformadores se encuentren en paralelo, uno de los controladores actuara como maestro y los otros como esclavos.

36 Esta opción es la mas conveniente cuando se usan transformadores de diferente impedancia, que generar reactivos circulantes aun en el mismo nivel de tap


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figura 67 Configuración Distribuida

7.1.8.2.3 Mixta

En esta topología se tiene un elemento controlador principal que concentra la información, y que actúa como regulador principal. Adicionalmente, se implementan en las unidades de bahía del lado de baja de los transformadores, funciones de regulación, las cuales se activaran, en caso de fallo del controlador principal o de alguna de sus partes. Es un sistema seguro y económico.


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figura 68 Configuraciòn Mixta

7.1.8.3 Descripción de los componentes.

7.1.8.3.1 Controlador

Su función principal es tomar decisiones de ejecutar los comandos de subir y bajar taps, originados internamente o provenientes de la interface de operación de nivel 1 o 2, además de centralizar toda la información requerida para su operación automática o manual. Adicionalmente, sirve como recolector de información para los niveles 1 y 2, con los cuales se comunica a través de una red local IEC61850. El controlador debe estar en capacidad de recibir señales de los demás componentes del sistema, y procesarlas; tomando en cuenta las distintas configuraciones de barras posibles. Además tomar decisiones basado en lógicas programadas o algoritmos, y finalmente ejecutar los comandos de subir o bajar TAPS, a los transformadores correspondientes. El controlador estará basado en Microprocesadores y debe ser parametrizable vía panel frontal o por medio de una PC a través de un puerto serial o usb, y Ethernet. El mismo, debe tomar en cuenta todas las posibilidades de configuración de los transformadores o grupo de transformadores a la barra. Para ello debe contar con las indicaciones de posición “módulo en línea” que conectan cada transformador a su respectiva barra; compuesto por la indicación del disyuntor, y


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seccionadora de derivación; y seccionadoras o interruptores que enlazan barras, y que influyen en la forma en que se agrupan en paralelo dichos transformadores

El controlador estará formado por las siguientes partes:

i. Elemento de regulación de tensión. a. Umbral de tensión tiempo definido: En esta estrategia de regulación,

se define un punto central de ajuste,un umbral y un tiempo definido,. Si el voltaje sale de la banda seleccionada, durante el tiempo definido se ejecuta una acción de control.

b. Umbral de tensión tiempo proporcional: En esencia funciona de la

misma manera, pero el tiempo es directamente proporcional al cambio que se presente en la tensión.

ii. Algoritmo o lógica programada para control de paralelismo. iii. Maestro seguidor por igualación de TAPS iv. Mínimo reactivo circulante v. Interfaz humano máquina:La interface de operación, es el componente

mediante el cual el operador de subestación, interactúa con el sistema. Debe existir una interface de operación a nivel 1 en el controlador principal y a nivel 2 en la Estación de operación. Dicha interface debe tener capacidad de manejar objetos dinámicos como botones o disyuntores, así como indicaciones alfa numéricas. En dicha interface, se debe desplegar al menos los siguientes indicadores y mandos:

vi. Botones a. subir taps b. bajar taps c. Paro de Emergencia

vii. Selectores

a. local remoto nivel 1 b. manual automático. c. Transfomador individual (1,2,..n) y grupal

viii. Indicaciones:

a. local remoto de nivel 0 (del cambiador de taps). b. local remoto de nivel 1 (controlador para elevar a nivel 2) c. seccionadoras de enlaces de barras o módulo de enlace de barras. d. indicaciones de "modulo en línea" y "modulo fuera de línea" de cada

transformador. e. manual automático del sistema.


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ix. alarmas

a. falla fuente de controlador b. falla hardware controlador c. falla de comunicación de todos los elementos con capacidad de

comunicase entre sí. d. sobre voltaje e. bajo voltaje. f. cambiador de taps en local. g. sistema de regulación en manual. h. falla de paralelismo.

x. Mediciones

a. Tensión b. Corriente c. Porcentaje de desviación con respecto al voltaje de referencia d. indicación de taps e. Comunicación: Debe ser IEC 61850 con capacidad de manejo de

mensajes GOOSE.

7.1.8.3.2 Cambiador de TAPS

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

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

El codificador BCD del sistema cambiador de TAPS para visualización de la posición de taps en las interfaces de operación. Deben tener la capacidad de contar con un transductor para transmitir la información en protocolo IEC 61850 (GOOSE) por medio de fibra óptica al controlador principal.

7.1.8.4 Modos de operación

7.1.8.4.1 Generalidades

a. En barras con clientes críticos de distribución y a solicitud de los mismos, se debe contar con un sistema de regulaciòn mixto (ver figura 30)


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implementado en las bahías del lado de baja del transformador, el cual entra en operación descentralizada ante falla en el sistema de regulación principal centralizado.

b. Se debe monitorear la tensión de la barra, con sus respectivas alarmas, en equipos distintos al equipo de regulación, como respaldo.

c. Tanto en la “interface de operación” de él (los) controlador(es) principal(es), como en la “estación de operación” se debe contar con un único selector “Local / Remoto” respectivamente para nivel 1 y nivel 2.

d. Se debe contar con botón de “paro de emergencia” el cual, debe presentar la opción de disparar los interruptores termomagnéticos de los motores de su respectivo cambiador de TAPS. Dicho botón debe estar accesible desde cualquier modo de operación y debe contar con la posibilidad de registrar desde cual nivel jerárquico se efectuó dicho disparo.

7.1.8.4.1.1 Jerarquía

a. Los selectores “Manual / Automático”, quedan condicionados a la jerarquía

de mando, siendo conmutables en el nivel activo y únicamente como indicadores en los niveles jerárquicos inactivos.

b. Los botones de “subir”, “bajar”, serán efectivos, solamente en modo manual

y en el nivel jerárquico activo (Nivel 1 o 2).

c. A partir del nivel 1, se debe contar con una indicación “Local / Remoto” de nivel 0, por cada uno de los cambiadores de TAPS. Solamente podrán ser operados en forma remota (niveles 1 y 2), aquellos cambiadores cuyos selectores de nivel 0 se encuentren en posición “Remoto".

d. Las siguientes tablas muestran un resumen de la operatividad de los

botones y selectores de acuerdo a los modos de operación.

DESCRIPCION DE SELECTORES Y COMANDOS EN

MODO AUTOMATICO

SELECTOR O BOTON NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3

Manual / Automático Opción de conmutar

a Manual Opción de conmutar a

Manual No aplica

BOTON Subir no operable no operable No aplica

BOTON Bajar no operable no operable No aplica


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tabla 5 Opciones de operabilidad de los botones y selectores en cada uno de los niveles jerárquicos: MODO AUTOMATICO

DESCRIPCION DE SELECTORES Y COMANDOS EN MODO MANUAL

SELECTOR O BOTON NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3

Manual / Automático Opción de conmutar

a Automático Opción de conmutar a

Automático No aplica

BOTON Subir Operable Operable No Aplica

BOTON Bajar Operable Operable No Aplica

tabla 6 Opciones de operabilidad de los botones y selectores en cada uno de

los niveles jerárquicos: MODO MANUAL

7.1.8.4.1.2 Módulos en línea y fuera de línea

La disponibilidad de cada transformador para ser controlado, debe ser indicada al controlador por medio de señales binaria, de la siguiente forma: “Módulo en línea” (activo) y “Módulo fuera de línea” (inactivo). Dicha entrada debe ser estar activa si el transformador se encuentra entregando energía. Esta información será tomada de las respectivas bahías de transformador mediante mensajería GOOSE IEC 61850. Esta indicación, debe ser desplegada en el “Interface de operación del controlador principal”

7.1.8.4.1.3 Indicación de enlace de barras

En caso de barra seccionada, se debe contar con las indicaciones de posición de las seccionadoras o interruptor que enlazan las barras. La “interface de operación” debe indicar de manera gráfica si los enlaces están abiertos (inactivo) o cerrados (activo). Esta señal proviene por mensajería GOOSE IEC 61850 de la respectiva bahía que cuente con dicha señal alambrada directamente.

7.1.8.4.1.4 Alarmas

Debe estar en capacidad de mostrar todas las alarmas anteriormente enlistadas.

7.1.8.4.2 Modo Automático

7.1.8.4.2.1 Conmutador a manual

. De utilizarse una configuración concentrada, debe existir un único selector para conmutar al modo manual. En el caso de regulación distribuida, se tendrá uno por cada controlador; mientras que en el caso de la configuraciónmixta, se tendrá un único selector para el controlador principal.


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7.1.8.4.2.2 Alarma de falla de paralelismo o porcentaje de alto

reactivo

Si dos o más transformadores se encuentran en paralelo y sus valores de TAP son diferentes, un minuto después deberá generarse la alarma “falla de paralelismo”, esto en caso de que los transformadores tengan la misma impedancia y tensión de paso. De ser transformadores con diferente impedancia, y utilizarse un algoritmo de regulación por reactivo, la generación de dicha alarma se hará por una banda de desviación, ajustable, del reactivo circulante mínimo que logre alcanzarse con dichos transformadores, un minuto después.

7.1.8.4.2.3 Transformadores fuera de línea

Los transformadores que se encuentren fuera de Línea, no tendrán posibilidad de ser operados por el controlador.

7.1.8.4.2.4 Falla de controlador según el modo de implementacion:

Concentrado: Al existir un solo controlador, en caso de entrar en falla, inmediatamente se pasara el sistema a modo manual, y enviara las alarmas que indiquen la situación para ser atendida por personal de mantenimiento.

Distribuido: De presentarse un problema en el maestro, uno de los esclavos, deberá asumir el rol de maestro. El elemento fallado. Deberá generar las alarmas indicando la situación para ser atendido por personal de mantenimiento.

Mixto: el controlador principal debe estar en capacidad de conmutar la función a los controladores auxiliares, los cuales se encargaran únicamente de regular el nivel de voltaje de la barra de forma automática, con base en voltaje de su barra respectiva, y adicionalmente generaran una alarma que indique la anomalía en el sistema, para ser atendido de inmediato, por personal de mantenimiento.

7.1.8.4.2.5 Igualación automática de TAPS o reducción de reactivo

circulante en transformadores al conectarse en paralelo.

Al conmutar de manual a automático, o de barra partida a barra unida, el sistema de regulación debe tener capacidad de igualar en forma automática los Taps.


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Este proceso se debe hacer sin sacar el voltaje de barra de la banda de regulación permitida.

7.1.8.4.3 Modo Manual

El modo manual está disponible principalmente para labores de mantenimiento o en caso de falla de ambos controladores. Una vez seleccionado este modo con el conmutador, permanece activo y solo puede volver a “modo automático”, mediante la conmutación con el selector “manual / automático”.

7.1.8.4.3.1 Conmutar a automático

Debe existir un único selector para conmutar al modo automatico

7.1.8.4.3.2 Alarma de falla de paralelismo o porcentaje alto de

reactivo

En modo manual no se deben generar las alarmas “discrepancia de taps”, ni “falla de sistema de regulación por reactivo”, dado que la regulación de voltaje, y los niveles de TAPS deben ser en todo momento supervisados.

7.1.8.4.3.3 Transformadores fuera de línea

Se podrán ejecutar mandos de subir y bajar taps, dado que este estado puede ser usado para mantenimiento.

7.1.8.4.3.4 Mandos de subir y bajar TAPS

Debe existir un único comando de “subir TAPS” o “bajar TAPS” el cual ejecuta las ordenes, según el selector de trafo 1, 2,.. n o paralelo.


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7.1.9 SISTEMA DE PARALELISMO DE AUTOTRANSFORMADORES37

7.1.9.1 Descripción general Respecto al sistema de control de regulación de voltaje y paralelismo de autransformadores. El mismo cuenta con dos diferencias principales respecto al paralelismo de transformadores, las cuales son

1. No requiere regulador de tensión, ya que la tensión de transmisión no debe variar, a no ser que así lo requiera el CENCE. Es decir no debe contar con modo automático.

2. Por la misma razón anterior, la regulación de autos si requiere mando

manual en los 4 niveles jerárquicos.

7.1.9.2 Descripción de los componentes

figura 69 Componentes del sistema de regulacion de autotransformadores

37 para este sistema de regulación, se debe tomar en cuenta, la ubicación del cambiador, ya que el mismo podría estar en lado de alta o en el lado de baja, lo cual implicaría la inversión de las señales de subir o bajar TAP según sea el caso, con el fin de ejecutar la orden respectiva de subir o bajar voltaje.


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7.1.9.2.1 Controlador

Para el control de paralelismo, el controlador seria la misma unidad de bahía del lado de baja de cada Auto transformador. Su función principal es ejecutar los comandos de subir y bajar taps, manuales, a su propio autotransformador. Cada Controlador, debe estar en capacidad de recibir información de los otros controladores, via protocolo IEC 61850 o superior, con el fin de determinar el estado de los enlaces y paralelismo de todo el conjunto y poder generar la alarma de paralelismo perturbado. El controlador estará basado en Microprocesadores y debe ser parametrizable vía panel frontal o por medio de una PC a través de un puerto serial o USB y Ethernet. Cada controlador, debe tomar en cuenta todas las posibilidades de conexión de su respectivo autotransformador a la barra. Para ello debe contar con la indicación de posición “módulo en línea”. Además, debe tener capacidad de comunicarse con la bahía de enlace de barra, con el fin de determinar la topología de la barra para generar la respectiva alarma de discrepancia de TAPS. Además, deberá estar en capacidad de transmitir toda la información recolectada hacia los niveles de control superiores (Niveles 2 y 3), así como recibir de los niveles superiores, las respectivas órdenes para ejecutar comandos de subir bajar. Esta transmisión, se debe hacer por medio de puertos de comunicación.

7.1.9.2.2 Interfaz humano máquina.

La interfase de operación, es el componente mediante el cual el operador de subestación, interactúa con el sistema a nivel 1. La misma debe estar incluida en el controlador.

Dicha interfase debe tener capacidad de manejar objetos dinámicos como botones o interruptores, así como indicaciones alfa numéricas. En dicha interfase, se debe desplegar al menos los siguientes indicadores y mandos:

i. Botones a. subir taps b. bajar taps c. El botón o botones de “paro de emergencia” a cada cambiador: Se

debe contar con botón de “paro de emergencia” el cual, debe presentar la opción de disparar los interruptores termomagnéticos de los motores de su respectivo cambiador de TAPS. Dicho botón debe estar accesible desde cualquier modo de operación y debe contar con la posibilidad de registrar desde cual nivel jerárquico se efectuó dicho disparo.


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ii. Selectores a. local remoto nivel 1

iii. Indicaciones: a. local remoto de nivel 0 (del cambiador de taps). b. local remoto de nivel 1 (controlador para elevar a nivel 2) c. indicaciones de "modulo en línea" y "modulo fuera de línea" de cada

autotransformador. iv. alarmas

a. falla fuente de controlador b. falla hardware controlador c. falla de comunicación de todos los elementos con capacidad de

comunicase entre sí. d. sobre voltaje e. bajo voltaje. f. cambiador de taps en local. g. sistema de regulación en manual. h. falla paralelismo de un autotransformador en caso de ser monopolar.

v. Mediciones

a. Tensión b. indicación de taps c. Las lecturas de posición de TAPS de todos los autotransformadores,

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

7.1.9.2.3 Comunicación

debe ser IEC 61850 con capacidad de manejo de mensajes GOOSE.

7.1.9.2.4 Cambiador de TAPS

Es el componente encargado de cambiar las relaciones de transformación de cada autotransformador. En él se encuentran:

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

El codificador BCD, el cual consta de un arreglo matricial de diodos con las 6 salidas necesarias para que el controlador procese dichas señales y las


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despliegue como indicación de posición de TAPS en la interfase de operación.

Los disyuntores termomagnéticos que permiten disparar remotamente el cambiador de taps y proteger a los motores en caso de sobrecargas o sobrecorrientes.

7.1.9.3 Indicaciones y mandos del controlador

indicacion de en linea y fuera de línea: La disponibilidad de cada autotransformador para ser controlado, debe ser indicada al controlador por medio de una señal binaria, de la siguiente forma: “Módulo en línea” (activo) y “Módulo fuera de línea” (inactivo). Esta indicación debe hacerse por cada autotransformador, de forma programada. Dicha variable debe ser una combinación en paralelo de las señales “posición cerrado de las seccionadoras de derivación” (89T1) y “posición cerrado del interruptor” (52T) en serie con su respectivas seccionadoras de barra (89T2) y auto (89T3), del lado de baja del respectivo autotransformador. Esta indicaciòn es requerida únicamente para condicionar las alarmas de paralelismo perturbado tanto del conjunto, como de cada autotransformador monopolar.

indicacion de enlace de barras: En caso de barra seccionada, se debe

contar con las indicaciones de posición de las seccionadoras que enlazan la barra a regular, via comunicación IEC61850 con en el módulo de enlace de barras respectivo. Dichas señales se utilizarían para generar la alarma de paralelismo perturbado.

Mandos de subir y bajar TAPS - A nivel 1, debe existir comando de “subir TAPS” o “bajar TAPS” por cada

autotransformador. - A nivel 2, para lograr la ejecución de los comandos de subir o bajar

TAPS sobre uno o más autotransformadores, se debe hacer la selección de los mismos por medio de un “selector de autotransformador”. El mismo permite seleccionar uno o varios autotransformadores a la vez.

Se contara con un único botón de subir y un único botón de bajar que

operará según los autotransformadores seleccionados.

Para autotransformadores monopolares, se deben monitorear las posiciones de TAP de cada fase en forma independiente.


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7.1.9.4 Generalidades El modo manual es el único modo de operación requerido en los autotransformadores, y debe tomar en cuenta la jerarquía de mando

7.1.9.4.1.1 Jerarquía

Debe respetar la jerarquía de mando pero permitir operación de taps hasta el nivel 3

7.1.9.4.1.2 alarmas

Alarma de respaldo por voltaje fuera de rango en dispositivo externo Alarma de falla de paralelismo: En este modo se deben generar las alarmas

“discrepancia de taps“ dado que en todo momento la posición de TAPS debe ser supervisada.

La alarma de paralelismo perturbado de cada autotransformador monopolar, se debe generar por medio de comparación de las posiciones de taps de las otras fases, todas estas señales deben llegar alambradas al controlador del módulo.

7.1.10 SINCRONIZACIÓN

7.1.10.1 Introducción

El presente apartado resume las generalidades y conceptos básicos necesarios para implementar un sistema de control de verificación de sincronismo en subestaciones. El mismo debe ser implementado únicamente donde el sistema eléctrico nacional así lo requiera. Como detalle importante, el sistema de verificación de sincronismo descrito en el presente documento, está basado en un SISTEMA DISTRIBUIDO, es decir, cada módulo contará con su propia función de sincronización, así como sus propios parámetros de ajuste. La verificación de sincronismo, será implementada como una función complementaria de las unidades de bahía, o equipos de protección, dependiendo de la configuración de la barra de subestación, tal y como será descrito más adelante.


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7.1.10.2 Descripción general del sistema de verificación de sincronismo

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

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

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

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


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figura 70 Jerarquía de Mando para Verificación de Sincronismo

7.1.10.3 Componentes del sistema de verificación de sincronismo

7.1.10.3.1 Función de Verificación de Sincronismo: Es el elemento encargado de ejecutar la comparación de las distintas variables analógicas de los dos sistemas que se quieren acoplar. A su vez, debe generar el permiso de cierre, cuando dichas variables se encuentre dentro de los márgenes

Función 25

Caja de Voltaje Barra

Caja de Voltaje Línea

Modulo a Cerrar

Estación Operación

Unidad Central

Voltaje de barra

Posición Termomagnetico cerrado

Voltaje de Línea

Posición Termomagnético Cerrado

Modulo Listo

Cierre de módulo

Nivel 0

Nivel 1

Nivel 2

Nivel 3

Arranque sinc.

No listo

Unidad de

control de

bahía

Arranque sinc.

No listo

CENCE

Señales Alambradas Señales Internas o Alambradas Señales por Comunicación en Red


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superior e inferior determinados38, y tomar en cuenta el tiempo de retardo de operación de cierre del disyuntor. A su vez, debe generar también la señal de bloqueo por cierre manual, para la función de recierre de las respectivas protecciones.

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

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

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

7.1.10.3.5 Variables de indicación de estado del Verificador de Sincronismo

Se debe indicar al operador tanto en el HMI de nivel 1 como en la EO de nivel 2, la o las condiciones por las cuales no se ejecutó la orden de cierre por parte de la función de verificación de sincronismo (amplitud, frecuencia o fase fuera de rango)

7.1.10.4 Modo de Operación

7.1.10.4.1 Modo de operación automático

En este modo de operación, al ejecutar una orden de cierre en cualquiera de los niveles 1 o superiores, la unidad de control de bahía, debe generar una señal de arranque a la función de verificación de sincronismo.

38 Estos márgenes serán ajustados por personal de CENCE en cada módulo requerido por ellos


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El elemento de control o protección que contenga incluida dicha función de verificación de sincronismo, sería el encargado de generar el comando de cierre una vez verificados tanto los respectivos parámetros analógicos, como las condiciones previas necesarias para el arranque de la función (indicaciones del módulo, y la posición de los respectivos termomagnéticos). En caso de que las condiciones necesarias para que la función de verificación de sincronismo no se cumplan en un tiempo determinado (30seg), el modo automático debe estar en capacidad de generar una señal de alarma indicando “falla de sincronización”. Adicionalmente, se debe restablecer la función a la espera de una nueva señal de arranque que reinicie el ciclo de verificación de sincronismo.

7.1.10.4.2 Modo de operación manual

Este modo de operación funciona como repaldo en las líneas de transmisión que interconectanCosta Rica-Panamá y Costa Rica-Nicaragua. Al seleccionar el modo manual, se deben activar los instrumentos analógicos, instalados en el sistema de sincronización. Es con la ayuda de dichos instrumentos que el personal calificado para cerrar la línea, debe tomar la decisión para ejecutar la orden de cierre. La orden de cierre, debe ejecutarse directamente desdeel sistema de sincronización, y el comando saldrá directamente hasta el disyuntor, sin tomar en cuenta la ejecución de la función de verificación de sincronismo (función 25). Deberá contar con un tablero independiente para tal función similar al que se muestra en la siguiente figura.


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figura 71 Ejemplo de tablero de sincronización para lineas de interconexión

Al igual que en modo automático, al ejecutarse el comando de cierre, debe generarse en forma simultánea la señal de bloqueo de recierre por cierre manual. En este modo de operación, no se activa ninguna alarma propia del sistema de verificación de sincronismo.

7.1.10.5 Implementación de la función de verificación de sincronismo, según el esquema de barra

7.1.10.5.1 Barra simple con barra de transferencia

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

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


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

La función de verificación de sincronismo, para el esquema de barra simple con barra de transferencia, debe operar según el siguiente diagrama de conexión.


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figura 72 Diagrama de Conexión

Sistema de Sincronización para esquema de barra doble con Reserva


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Las variables requeridas para verificación de sincronismo, provenientes de otros módulos, deben ser transmitidas a la protección que tiene implementada la función 25, mediante mensajería GOOSE IEC 61850

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

Orden de cierre

52L

NO

NO

SI

SI

SI

NO

Indicación

NO permiso

De

Sincronización

Arrancar

Verificador

Sincronismo

Se cumplen

parametros de voltaje

durante el tiempo

máximo

Termic Pot

Linea y Barra

Cerrados

ALARMA

Falla

Sincronizacion

Comando de

Cierre

Interruptor

Principal

52L abierto

89L-2 cerrada

89L-3 cerrada

figura 73 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para barra simple con barra de transferencia (disyuntor

principal)


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Orden de cierre

52B

NO

89L-1

Cerrada

52B Abierto

89B-2 cerrada

89B-3 cerrada

NO

SI

NOSI

SI

NO

Indicación

NO permiso

De

Sincronización

Se cumplen


durante el tiempo

máximo

SI

ALARMA

Falla

Sincronizacion

Comando de

Cierre

Interruptor

Reserva

Arrancar

Verificador

Sincronismo

Termic Pot

Linea y Barra

Cerrados

SI

figura 74 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para barra

simple con barra de transferencia (disyuntor reserva)


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

La función de sincronización debe ir incorporada en las unidades de bahía debido a que en un mismo diámetro, se pueden presentar diferentes combinaciones para la sincronización, las cuales deben ser manejadas por medio de lógica combinacional en las bahías. Además el disyuntor del medio comparte zonas de protección con ambos módulos en un mismo diámetro, y cuenta con una bahía propia.

De acuerdo al siguiente diagrama

figura 75 Diagrama simplificado de disyuntor y medio


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

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

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

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

Debido a estas posibilidades, es indispensable y obligatorio la comunicación entre bahías de un mismo diámetro. Las señales requeridas deben ser transmitidas mediante mensajería GOOSE IEC 61850.

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


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Orden de Cierre

152L

Ref barra A

189L-3 cerrada

Ref.B/A

NO

SI

NO

SI

SI

289L-3 Cerrada

Ref. B/B

NO

SI

NO

NO

SI

SI

NO

Indicación

NO permiso

De

Sincronización

Arrancar

Verificador

Sincronismo

Se cumplen


durante el tiempo

máximo

152L abierto

189L-2 cerrada

189L-5 cerrada

ALARMA

Falla

Sincronizacion

Comando de

Cierre

Interruptor

52L

Selec Pot

Barra A

Linea A

Termicos

Poten. cerrados

Barra A

Linea A

52M cerrado

89M-2 cerrada

89M-3 cerrada

Selec Pot

Barra A

Linea B

Termicos

Poten. cerrados

Barra A

Linea B

SI

252LB cerrado

289L-2 cerrada

289L-5 cerrada

Selec Pot

Barra A

Barra B

Termicos

Poten. cerrados

Barra A

Barra B

NO

SI

NO NO

SI

figura 76 Diagrama de Funcionamiento

Verificador de Sincronismo para Barra disyuntor y medio (disyuntor adyacente)39

39 Las señales de posición correspondientes al disyuntor cerrado y sus seccionadoras adyacentes cerradas, deben ser transmitidas como una única señal resultante proveniente del módulo respectivo, denominada “modulo cerrado” y no como señales independientes.


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

Orden de cierre

52M

52M abierto

89M-2 cerrada

89M-3 cerrada

189L-3 cerrada

Ref B/A

152L cerrado

189L2 cerrada

189L5 cerrada

289L-3 cerrada

Ref.B/B

Arrancar

Verificador de

Sincronismo

NO

Se cumplen


durante el tiempo

máximo

SI

ALARMA

Falla

Sincronizacion

Comando de

Cierre

Interruptor

MEDIO

Term Pot

Cerrado

Linea A

Selecc Poten

P1

Linea A

Term Pot

cerrado

Linea B

Indicación

NO permiso

de sincronizar

SI

SI

SI

SI

SISI

SI

SI

NO

NONO

NO

NO

NO

NO

NO

Term Pot

Cerrado

Barra A

Selecc Poten

P1

Barra A

252L cerrado

289L2 cerrada

289L5 cerrada

Term Pot

Cerrado

Barra B

SI

Selecc Poten

P2

Barra B

Selecc Poten

P2

Linea B

NO

NO

figura 77 Diagrama de Funcionamiento Verificador de Sincronismo para Barra

disyuntor y medio (disyuntor medio)


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


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figura 78 Conexión de los lazos de corriente para el cierre del disyuntor de módulo 52L


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figura 79 Conexión de señales de potencial para el cierre del disyuntor central

52M

7.1.11 SISTEMA DE DISPAROS DE CARGA POR CONDICIONES DE EMERGENCIA

7.1.11.1 Introducción El siguiente apartado obedece a los requerimientos propios del CENCE, para eliminar cargas en el sistema eléctrico, ante condiciones de contingencia que involucren déficit de potencia activa en el sistema de generación.

7.1.11.2 Descripción general del sistema de disparo de cargas manual

El sistema de disparo de cargas manuales constituye una excepción a la jerarquía de mando. Es un sistema que se debe implementar en las unidades de bahía y que se ejecuta específicamente en el nivel 3 CENCE, en forma manual.


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El mismo viene a sustituir el sistema de disparo por baja frecuencia. Corresponde a CENCE el uso de la aplicación, así como la definición de los módulos que van a ser disparados en cada subestación.

figura 80 diagrama funcional del sistema de disparo de cargas por emergencia

7.1.11.3 Componentes del sistema INTERFACE CENCE BOTON O BOTONES DE DISPARO EN CENCE POR BLOQUE N TELEGRAMAS 101

7.1.11.4 Modo de Operación Los siguientes puntos describen las características de operación


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No está condicionado a la jerarquía de mando

Se implementa en las protecciones de sobrecorriente en todos los módulos de distribución que no tengan asociado generación

En caso que los circuitos de distribución no pertenezcan al ICE, se implementara en la sobrecorriente de baja del transformador

A nivel 2 cada módulo de distribución debe tener asociado un telegrama IEC 60870-5-101 correspondiente al disparo

Se debe implementar como un comando de señal simple

Debe ser indicado como ALARMA y EVENTO con el texto “Disparo de Cargas CENCE” a nivel 1 y a nivel 2,

Debe utilizar el mismo canal de disparo de la protección pero en una variable por aparte.

7.1.12 DISTRIBUCIÓN DE TABLEROS En relación a la distribución de los equipos en la sala de control, así como la cantidad de tableros requeridos para dichos equipos, se debe cumplir lo siguiente:

Un tablero para servidores de bases de datos (SDBS)

Un tablero para los inversores (IACS)

Un tablero para los switches (TSW)

Tableros de protección (TP)

Tableros de control (TC)

Tableros de distribución de fibra óptica (TFO)

Tableros de comunicación (TCOM)

Tableros de CENCE (CCE)

Tableros de Osciloperturbografo (OSC)

Tableros de Medidores (TM)

Tableros de Servicio al Cliente

Tableros de Corriente Directa (TDCD)

Tableros de Rectificadores (CB)

Se debe tomar en cuenta que los tableros de servidores de bases de datos, deben quedar lo más cercano posible a los tableros del CENCE y de comunicación del Negocio de Transmisión, como se muestra en el siguiente ejemplo El tablero IACS debe ir siempre a la par del tablero de servidores de base de datos.


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La primera hilera de tableros más cercano al operador debe ser de control, posterior a estos los de protección y en la última hilera comunicaciones. Las hileras de tableros de control y protección deben quedar frente a frente40

40 Para mas detalles de cableado en tableros ver el procedimiento CSD ICA 01 Procedimiento para el tendido de cables de control en una subestación eléctrica.


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figura 81 Ejemplo de distribución de tableros de LAN en una sala de control


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8. CONTROL DE LOS REGISTROS DEL SISTEMA

Los registros generados en el presente procedimiento se incluyen en los formularios:

Formulario 1.

Formulario 2

Registro 1

Registro 2

9. CONTROL DE CAMBIOS

10. CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN

Este documento fue elaborado / modificado por el personal de las siguientes áreas y procesos

ELABORÓ

DEPENDENCIA

Ing Jeffrey Cordero Leitón

Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. Negocio de Transmisión

Ing Richard Montero Sibaja Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. Negocio de Transmisión

Tec Carlos Umaña Fernández Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. Negocio de Transmisión

Tec Ezequiel Delgado Ezquivel Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. Negocio de Transmisión

Ing David Chavarría Zamora Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. Negocio de Transmisión

Tec Fabricio Chinchilla González Área Protección y Medición Chorotega Proceso Explotación Chorotega. Negocio de Transmisión

Tec Martín Galera Lippi Área Protección y Medición Chorotega Proceso Explotación Chorotega. Negocio de Transmisión

Tec Maikel Rojas Cortés Área Protección y Medición Chorotega Proceso Explotación Chorotega. Negocio de Transmisión


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Ing Cristian Gómez Pereira Área Protección y Medición Huetar Brunca Proceso Explotación Huetar Brunca. Negocio de Transmisión

Tec Ignacio Villalobos González Área Protección y Medición Huetar Brunca Proceso Explotación Huetar Brunca. Negocio de Transmisión

Ing Alvaro Garita Herrera Ingeniería de Control y Automatización Negocio de Ingeniería y Construcción

Ing Juan Carlos Jiménez Valverde

Ingeniería de Control y Automatización Negocio de Ingeniería y Construcción

Ing Pablo Quirós Rojas Proceso Aseguramiento de la Calidad Negocio de Transmisión

Ing. Vladimir Chaves Garro Area Control de Subestaciones Proceso Fibra Optica y teleprotecciones

Ing. Rodrigo Guerrero Jiménez Area Control de Subestaciones Proceso Fibra Optica y teleprotecciones

REVISÓ

DEPENDENCIA

Ing. Robert Sossa Mendoza Proceso Explotación Central Negocio de Transmisión

Ing. Tomás Gutierrez Ramírez Proceso Explotación Chorotega Negocio de Transmisión

Ing. Eduardo Pochet Calvo Proceso Explotación Huetar Brunca Negocio de Transmisión

Bach. Rolando Alvarez Mejias Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. Negocio de Transmisión

Tec. Carlos Jimenez Ureña Área Protección y Medición Chorotega Proceso Explotación Chorotega. Negocio de Transmisión

Tec. Andrés Delgado Jiménez

Área Protección y Medición Central Proceso Explotación Central. Negocio de Transmisión

Ing. Gilberto Morales Villalobos

Area Control Subestaciones Proceso Fibra Optica y Comunicaciones Negocio de Transmisión

Ing. Oscar Campos Gonzalez Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Explotación Central. Negocio de Transmisión

Ing. Ander Romero Rojas Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Explotación Chorotega Negocio de Transmisión

Ing. Melvin Monge Sandí Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Explotación Huetar Brunca Negocio de Transmisión


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Ing. Juan Carlos Mena Vargas

Área Operación de Subestaciones Proceso Explotación Central Negocio de Transmisión

Ing. Jorge Salazar Mora

Área Operación de Subestaciones Proceso Explotación Huetar Brunca Negocio de Transmisión

Ing. Robin Rojas Alvarez

Área Operación de Subestaciones Proceso Explotación Chorotega Negocio de Transmisión

Ing. Adalberto Sanchez Tercero

Ingeniería de Control y Automatización Negocio de Ingeniería y Construcción

Ing. Jorge Sancho Chaves

Proceso Planeamiento y Despacho de Energía CENCE

Ing. Rolando Ríos Castellanos

Proceso Aseguramiento de la Calidad Negocio de Transmisión

Ing. Alejandro Mata Castro

Proceso Fibra Optica y Comunicaciones Negocio de Transmisión

Ing. Armando Muñoz Gómez Proceso Expansión de la Red Negocio de Transmisión

APROBÓ

FIRMA FECHA

Ing Manuel Balmaceda Garcia Director General Negocio de Transmisión


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11. ANEXOS

tabla de contenido - grupo ice · instituto costarricense de electricidad negocio de transmisión...

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