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GERENCIA DE INFRAESTRUCTURA Y PROCESOS DE SUPERFICIEDISTRITO MORICHAL
- Hoja de Control de Revisión -DESCRIPCIÓN DEL CONTENIDO
PROYECTO: ADECUACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS JOBO NORTE Y TEMBLADORFASE: DEFINIR/ INGENIERÍA BÁSICASUPERINTENDENCIA: INGENIERÍADOCUMENTO: FILOSOFÍA DE OPERACIÓN Y CONTROL DEL SISTEMA ELÉCTRICO
DOCUMENTO NºE0938-53114-BE12601
CONSULTORA2512010-101-213-I-15-01-00
DISCIPLINA: ELECTRICIDAD FECHA
Nº PROYECTO: E0938 05 08 12
REV FECHA BREVE DESCRIPCIÓN DEL CAMBIOTOTAL
PAG
ELAB./REV. POR
CONSULTOR
APROB. POR CONSULTOR
REV. / APROB. POR PDVSA
C 05/08/12 INCORPORACION DE COMENTARIOS PDVSA
GIPS-DISTRITO MORICHAL68 O.G. / M.O. /
D.M.I.P. A.B. / M.F.
B 02/07/12 INCORPORACION DE COMENTARIOS PDVSA
GIPS-DISTRITO MORICHAL63 O.G. / M.O. /
D.M.I.P. A.B. / M.F.
A 11/06/12 EMISION ORIGINAL 35 O.G. / M.O. /
D.M.I.P. A.B. / M.F.
ELABORADO IDS CONSULTORES POR:OMAR GRATEROL / MÓNICA ORDAZ / DERWIN MELÉNDEZ
APROBADO IDS CONSULTORES POR:ÍTALO PÉREZ
REVISADO / APROBADO PDVSA POR:ARMANDO BRITO / MANUEL FUENMAYOR
FIRMA:_____________________________________ FIRMA:_________________________________ FIRMA:____________________________________
CARGO: ING. PROYECTO / LÍDER DE DISCIPLINA CARGO: LÍDER DEL PROYECTO CARGO: LÍDER DE DISCIPLINA / LÍDER DEL PROYECTO
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DISCIPLINA: ELECTRICIDAD FECHA 05-08-12
Nº PROYECTO: E0938 Pág. 2 de 68 / Rev. B
INGENIERÍA BÁSICA
FILOSOFÍA DE OPERACIÓN Y CONTROL DEL SISTEMA ELÉCTRICO
“ADECUACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS JOBO NORTE Y TEMBLADOR”
E0938
GERENCIA DE INFRAESTRUCTURA Y PROCESOS DE SUPERFICIEDISTRITO MORICHAL
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DISCIPLINA: ELECTRICIDAD FECHA 05-08-12
Nº PROYECTO: E0938 Pág. 3 de 68 / Rev. B
ÍNDICE
Pág.
1. OBJETIVO..........................................................................................................................12
2. ALCANCE..........................................................................................................................12
3. DEFINICIONES..................................................................................................................13
4. CODIGOS Y NORMAS APLICABLES...............................................................................14
5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA....................................................................................16
6. DESCRIPCIÓN DE LAS SUBESTACIONES PROYECTADAS........................................18
6.1. Descripción de la subestación Jobo Norte.......................................................18
6.1.1. Tipo..........................................................................................................18
6.1.2. Configuración.........................................................................................18
6.1.3. Líneas de transmisión de la subestación Jobo Norte........................19
6.1.4. Transformadores de potencia de la subestación Jobo Norte...........19
6.1.5. Líneas de media tensión de la Subestación Jobo Norte....................19
6.1.6. Tableros de servicios auxiliares de la Subestación Jobo Norte.......20
6.2. Descripción de la Subestación Temblador PDVSA..........................................21
6.2.1. Tipo de la subestación Temblador PDVSA..........................................21
6.2.2. Configuración de la subestación Temblador PDVSA.........................21
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 4 de 68 / Rev. B
6.2.3. Líneas de transmisión de la subestación Temblador PDVSA...........22
6.2.4. Transformadores de potencia de la subestación Temblador PDVSA
.................................................................................................................22
6.2.5. Bancos de capacitores de la subestación Temblador PDVSA..........22
6.2.6. Líneas de media tensión de la subestación Temblador PDVSA.......23
6.2.7. Tableros de servicios auxiliares de la subestación Temblador
PDVSA.....................................................................................................23
7. PRINCIPIOS DE OPERACION..........................................................................................24
7.1. General.................................................................................................................24
7.1.1. Enclavamientos Mecánicos...................................................................27
7.1.2. Enclavamiento eléctrico........................................................................28
7.1.3. Enclavamiento eléctrico basado en microprocesadores...................29
7.2. Seccionadores.....................................................................................................29
7.3. Interruptores........................................................................................................31
8. Control de la Subestación................................................................................................33
9. PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN........................................................................34
9.1. DESCRIPCIÓN DE LAS PROTECCIONES..........................................................35
9.1.1. Dispositivos Electrónicos Inteligentes................................................35
9.1.2. Teleprotecciónes....................................................................................37
9.1.3. Funciones y equipos especiales..........................................................38
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9.2. Descripción de las protecciones por equipo o parte del sistema protegido.39
9.2.1. Protección de las líneas de 115 kV.......................................................39
9.2.2. Protección de los transformadores 115-34,5 kV e interruptores
principales de barras en 34,5 kV...........................................................40
9.2.3. Protección de los bancos de capacitores en 115 kV..........................45
9.2.4. Protección de barras 115 kV e interruptor de enlace.........................46
9.2.5. Protección de enlace en 34,5 kV...........................................................56
9.2.6. Protección de los circuitos de 34,5 kV.................................................57
10. FUNCIONES DE CONTROL..............................................................................................59
10.1. Control de transformadores...............................................................................59
10.1.1. Control automático de tensión.............................................................59
10.1.2. Control automático de marcha en paralelo.........................................60
10.2. Niveles de control................................................................................................61
11. FUNCIONES DE COMUNICACION...................................................................................62
12. Operaciones especificas..................................................................................................64
12.1. Energización de Barras (Conexión de línea a barras).....................................64
12.2. Energización del Transformador 1.....................................................................66
12.3. Energización de la Barra de Transferencia.......................................................67
12.4. Sacar de Servicio la Barra Principal..................................................................68
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12.4.1. Transferir transformadores de la barra principal a la barra de
transferencia...........................................................................................68
12.4.2. Transferir línea de la barra principal a la barra de transferencia......69
12.4.3. Sacar de servicio la barra principal......................................................69
12.5. Sacar de Servicio Interruptores de Línea (Salida de línea prevista con
interruptor de Bypass) en la Subestación Temblador PDVSA........................70
12.6. Operaciones con los Bancos de Capacitores..................................................71
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1. OBJETIVO
Definir la filosofía y conceptos para la operación y control, del sistema eléctrico asociado
a las subestaciones Jobo Norte y Temblador PDVSA, basados en las características y
facilidades del nuevo arreglo de las subestaciones en proyecto y los equipos de control,
protecciones y comunicaciones, que serán instalados en estas subestaciones como
parte de la ejecución del Proyecto “Adecuación de las Subestaciones Eléctricas
Jobo Norte y Temblador”ubicadas en las cercanías del campo operacional Morichal,
de PDVSA en el Estado Monagas.
2. ALCANCE
Este comprende la documentación de la filosofía de operación y control del sistema
eléctrico, asociado a las subestaciones Jobo Norte y Temblador PDVSA, para su
respectiva implementación en cada una de ellas y dentro del sistema eléctrico,
incluyendo la integración entre equipos de protección, control y comunicaciones y entre
las subestaciones y el despacho centralizado de carga de PDVSA en el área de
operaciones del distrito Morichal, basados en las características de operación, control y
comunicaciones de los equipos que integran las facilidades internas de cada
subestación; por lo cual el alcance se limita a:
• Filosofía de Operación y Control (FOC) de la Subestación Jobo Norte.
• Filosofía de operación y Control (FOC) de la Subestación Temblador PDVSA.
Estos "Conceptos de Operación Generales" conjuntamente con las "Manuales Técnicos
y de operación de los Equipos Mayores que Integrarán las Subestaciones", las
especificaciones técnicas de los equipos relacionados con el sistema de control y
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comunicaciones, los diagramas funcionales de control y las arquitecturas de los
sistemas de control y comunicaciones, indicados en los documentos de referencia, se
deben considerar complementarios.
3. DEFINICIONES
Para efectos de este documento se definen los siguientes términos:
POTT: Término en Inglés “PermissiveOverreach Transfer Tripping”: Permisivo para
disparo transferido por sobrealcance
PUTT: Término en Inglés “Permissive Underreach Transfer Tripping”: Permisivo para
disparo transferido por subalcance.
WeakInfeed-Echo: El término en inglés (Weak Infeed) , según el cual se identifica
cuando uno de los terminales de la línea puede no contribuir a la falla, lo que se conoce
como “fuente débil”, por lo cual desde ese extremo no se ve la falla; esto implica que en
esquemas permisivos, donde se necesita una señal de retorno desde la fuente débil, o
sea un eco (Echo), el mismo no se genera, quedando así uno de los interruptores sin
señal de disparo. En este caso se hace necesario inhabilitar el eco (Echo) en el terminal
que sea identificado como fuente débil, con lo cual se logra que al tener señal de disparo
en uno de los terminales el otro terminal hace el eco y disparan los dos interruptores.
IntelligentElectronicDevice (IED): Es el término usado en inglés, especialmente en la
industria eléctrica, para describir dispositivos de control basados en microprocesadores
para equipos del sistema eléctrico, como son interruptores de potencia, transformadores,
bancos de batería, dispositivos con recierre, reguladores de voltaje, entre otros. Estos
dispositivos reciben información de los sensores y de los equipos de potencia; y pueden
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asumir funciones de control, como el disparo de interruptores, basados en mediciones de
voltaje, corriente, frecuencia, o cualquier otra anomalía; también pueden aumentar o
disminuir el voltaje para mantener un nivel de voltaje seleccionado.
DNP 3.0 (Distributed Network Protocol): Siglas y término en inglés, para identificar el
protocolo de comunicaciones de redes distribuidas.
4. CODIGOS Y NORMAS APLICABLES
El diseño de las instalaciones y la implementación de la filosofía de operación y control
contenida en este documento, y los equipos eléctricos a utilizar deberán estar de
acuerdo con la última versión de las normas y códigos, indicados en la TABLA 1.
CÓDIGOS YNORMAS APLICABLES.
TABLA1. CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES
COVENIN
200-04 Código Eléctrico Nacional (C.E.N).
EDELCA
ETGS/EEM-200
CADAFE
NSP-280-91
Sistemas de Protección de CVG-EDELCA.
Presentación de Proyectos de Subestaciones de Transmisión
Diseño de Enclavamiento y Avisos de Maniobra
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PDVSA
N-201 Obras Eléctricas.
N-252 Especificación General para el Diseño de Ingeniería Eléctrica.
American National Standards Institute (ANSI) /Institute Of Electrical Electronics
Engineers Standards (IEEE)
C37.35
C37.99
1995
2000
Guide for the application, Installation, Operation and
Maintenance of High Voltage Air Disconnecting and
Interrupter Switch.
Guide for the Protection of Shunt Capacitors Banks
C37.113 2006 Guide for Protective Relay Applications to
Transmission Lines.
1036 1992 Guide for Application of Shunt Power Capacitors
1613 2003 Standard Environmental and Testing Requirements for
Communications Networking Devices in Electric
Power Substations.
802.3 2008 Standard for information technology –
Telecommunications and information exchange
between systems – Local and metropolitan area
Networks.
International Electrotechnical Commission (IEC)
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 11 de 68 / Rev. B
60688 2002 Electrical measuring transducers for converting A.C. electrical
quantities to analogue or digital signals.
60847 1989 Characteristics of local area networks (LAN).
60870-2 1995 Telecontrol equipment and systems – Part 2: Operating
Conditions.
60870-5 2004 Telecontrol equipment and systems – Part 5: transmission
protocols.
60870-6 2004 Telecontrol equipment and systems – Part 6: Telecontrol
protocols compatible with ISO standards and ITU-T
recommendations.
61850 2012 Communication Networks and Systems in Substations
61131 2007 Programmable controllers.
5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA
E0938-53114-BE11601 Bases Criterios de Diseño.
E0938-53124-BE21601 Diagrama Unifilar General (Subestación Jobo Norte).
E0938-53134-BE21601 Diagrama Unifilar General (Subestación Temblador
PDVSA).
E0938-53114-BE88908 Especificación Técnica Tableros de Mando, Control y
Protecciones para Líneas en 115 kV.
E0938-53114-BE88909 Especificación Técnica Tableros de Mando, Control y
Protecciones Barras en 115 kV.
E0938-53114-BE88910 Especificación Técnica Tableros de Mando, Control y
Protecciones para Transformadores de Potencia 115/34,5
kV.
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E0938-53114-BE88911 Especificación Técnica Tableros Mando, Control y
Protecciones para Banco de Capacitores en 115 kV.
E0938-53114-BE88912 Especificación Técnica Tableros de Controlador Inteligente
de Subestación con Redundancia (Hot-By -System) con
Panel LCD.
E0938-53114-BE88903 Especificación de los Servicios Auxiliares en Corriente
Alterna SACA.
E0938-53114-BE88907 Especificación de los Servicios Auxiliares en Corriente
Continua SACC.
E0938-53114-BE45605 Diagrama Funcional de Mando, Control y Protecciones
para Transformadores de Potencia 115/34,5 kV.
E0938-53114-BE45606 Diagrama Funcional de Mando, Control y Protecciones
para Sistema de Servicios Auxiliares.
E0938-53114-BE45607 Diagrama Funcional de Controlador Inteligente de
Subestación con Redundancia (Hot-By -System) con Panel
LCD.
E0938-53114-BE45608 Diagrama Funcional de Mando, Control y Protecciones
para los Interruptores de Bancos de Capacitores En 115
kV.
E0938-53124-BI5600 Arquitectura del Sistema de Supervisión, Control y
Comunicación (Subestación Jobo Norte).
E0938-53134-BI5600 Arquitectura del Sistema De Supervisión, Control Y
Comunicación (Subestación Temblador PDVSA).
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6. DESCRIPCIÓN DE LAS SUBESTACIONES PROYECTADAS
La descripción de las subestaciones proyectadas, se hará haciendo énfasis en el arreglo
o configuración general de cada subestación, basadas en el diagrama unifilar definido
por PDVSA.
6.1. Descripción de la subestación Jobo Norte
La subestación Jobo Norte, según la adecuación proyectada, estará constituida
por (ver Diagrama Unifilar, Plano No. E0938-53124-BE21601):
6.1.1. Tipo
En 115 kV, tipo intemperie. Operacionalmente se clasifica como tipo NODAL, con
facilidades de conexión entre varias líneas de transmisión.
En 34,5 kV, tipo interior, en celdas Metal Clad. Operacionalmente se califica
como de distribución, para un grupo de circuitos alimentadores de diferentes
áreas operacionales.
6.1.2. Configuración
Barra principal y barra de transferencia o mantenimiento, en 115 kV, con
interruptor de enlace entre las dos barras, con seccionadores adicionales de
Bypass, para los interruptores de línea, y entre el interruptor y la barra de
transferencia, en conexión paralelo a nivel de estos seccionadores. Los
interruptores de los transformadores, no tienen estos seccionadores de Bypass.
En 34,5 kV, dos barras simples seccionadas con interruptor de enlace abierto.
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6.1.3. Líneas de transmisión de la subestación Jobo Norte
Las líneas de transmisión en 115 kV, asociadas a esta subestación son las
siguientes:
Morichal-Jobo Norte, distancia estimada 22,15 km, con conductor 700 kcmil,
considerada para protecciones como línea larga (Mayor de 10 km).
Cerro Negro (S.E. AQC) –Jobo Norte, distancia estimada 48,3 km, con
conductor 700 kcmil, considerada para protecciones como línea larga (Mayor
de 10 km).
Temblador PDVSA –Jobo Norte, distancia estimada 16,5 km, con conductor
700 kcmil, considerada para protecciones como línea larga (Mayor de 10
km).
Una salida incluida como reserva equipada.
6.1.4. Transformadores de potencia de la subestación Jobo Norte
Se tiene contemplado la instalación de dos (2) transformadores de potencia
115/34,5 kV, de 75/100/125 MVA, ONAN/ONAF1/ONAF2, con cambiador de
tomas automático para regulación de voltaje bajo carga, con capacidad para
trabajar con los dos transformadores en paralelo. Su instalación no contempla la
instalación de seccionadores de bypass. El arreglo de puesta a tierra será
mediante resistencia de puesta a tierra, para una corriente limitada a 400 A.
6.1.5. Líneas de media tensión de la Subestación Jobo Norte
Se ha definido que las líneas de media tensión o salidas de distribución en 34,5
kV, serán diez (10) en total. Correspondiendo las mismas a los circuitos de
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distribución para la alimentación de los campos de producción asociados a esta
subestación. Los sistemas de mando, control, protecciones y equipos asociados
de estas líneas, estarán ubicadas en el Switchgear en 34,5 kV, en la casa de
mando. Estas celdas también están equipadas con IEDs, y su comunicación con
el sistema de control está basada en la IEC 61850. Cada celda tiene sus
dispositivos de control y protecciones en la puerta de la celda. En media tensión
se tendrá un grupo de diez (10) celdas o salidas para los circuitos de distribución,
dos (2) celdas para los circuitos de alimentación (llegada en 34,5 kV de 2500 A,
celda de enlace. Dos (2) de las celdas o salidas de 1250 A, se usaran para los
sistemas auxiliares C.A. Los centros de distribución de potencia (CDP) en 34,5
kV, a usarse en el proyecto según información de los equipos mayores enviada
por PDVSA, tienen veinte (20) celdas de salida de 1250 A, por lo cual para esta
subestación, usando dos (2) celdas de 1250 A para las salidas de servicios
auxiliares, quedaran ocho (8) celdas de 1250 A de reserva.
6.1.6. Tableros de servicios auxiliares de la Subestación Jobo Norte
El tablero de servicios auxiliares alimentados desde dos (2) celdas del Switchgear
en 34,5 kV, con sus dos (2) transformadores de servicios auxiliares, alimentan
dos barras con esquema de secundario selectivo. En este tablero o centro de
distribución de potencia (CDP), se ubicarán dos (2) tableros de servicios
auxiliares, uno para cargas esenciales (CE) y otro para cargas no esenciales
(CNE). El sistema incluye generador de emergencia de respaldo para las cargas
esenciales.
Además del tablero de servicios auxiliares C.A (SACA), se dispone del tablero de
servicios auxiliares de C.C. (SACC), en 125 Vcc, el cual estará alimentado del
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PROYECTO: ADECUACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS JOBO NORTE Y TEMBLADORFASE: DEFINIR / INGENIERÍA BÁSICASUPERINTENDENCIA: INGENIERÍADOCUMENTO: FILOSOFÍA DE OPERACIÓN Y CONTROL DEL SISTEMAELÉCTRICO
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tablero de servicios esenciales, mediante su correspondiente cargador de
baterías y banco de baterías.
6.2. Descripción de la Subestación Temblador PDVSA
La subestación Temblador PDVSA, según la adecuación proyectada, estará
constituida por (Ver Diagrama Unifilar, Plano No. E0938-53134-BE21601):
6.2.1. Tipo de la subestación Temblador PDVSA
En 115 kV, tipo intemperie. Operacionalmente se clasifica como tipo NODAL, con
facilidades de conexión entre varias líneas de transmisión.
En 34,5 kV, tipo interior, en celdas Metal Clad. Operacionalmente se califica
como de distribución, para un grupo de circuitos alimentadores de diferentes
áreas operacionales.
6.2.2. Configuración de la subestación Temblador PDVSA
Barra principal y barra de transferencia o mantenimiento, en 115 kV, con
interruptor de enlace entre las dos barras, con seccionadores adicionales de
Bypass, para los interruptores de línea, y entre el interruptor y la barra de
transferencia, en conexión paralelo a nivel de estos seccionadores. Los
interruptores de los transformadores, no tienen estos seccionadores de Bypass.
En 34,5 kV, dos barras simples seccionadas con interruptor de enlace abierto. En
media tensión se tendrá un grupo de catorce (14) celdas o salidas para los
circuitos de distribución, dos (2) celdas para los circuitos de alimentación (entrada
en 34,5 kV), celda de enlace y celdas para los sistemas auxiliares C.A.
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6.2.3. Líneas de transmisión de la subestación Temblador PDVSA
Las líneas de transmisión en 115 kV, asociadas a esta subestación son las
siguientes:
• Jobo Norte-Temblador PDVSA, distancia estimada 16,5 km, con conductor
700 kcmil, considerada para protecciones como línea larga (Mayor de 10
km).
• S/E El Salto –Temblador PDVSA, con conductor 700 kcmil, considerada para
protecciones como línea larga (Mayor de 10 km). La distancia estimada está
pendiente por PDVSA.
• Temblador CADAFE-Temblador PDVSA, distancia estimada 0,8 km, con
conductor 700 kcmil, considerada para protecciones como línea corta (Menor
de 10 km).
6.2.4. Transformadores de potencia de la subestación Temblador PDVSA
Basado en la documentación técnica de los equipos mayores, entregada por
PDVSA, se tiene contemplado la instalación de dos (2) transformadores de
potencia 115/34,5 kV, de 75/100/125 MVA, ONAN/ONAF/ONAF, con cambiador
de tomas automático para regulación de voltaje bajo carga, con capacidad para
trabajar con los dos transformadores en paralelo. Su instalación no contempla la
instalación de seccionadores de bypass.
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6.2.5. Bancos de capacitores de la subestación Temblador PDVSA
Se tiene contemplado la instalación de dos (2) bancos de capacitores de 15 MVAr
de potencia en 115 kV, los cuales estarán instalados uno en cada barra. Su
instalación no contempla la instalación de seccionadores de bypass.
6.2.6. Líneas de media tensión de la subestación Temblador PDVSA
Se ha definido que las líneas de media tensión o salidas de distribución en 34,5
kV, serán catorce (14) en total. Correspondiendo las mismas a los circuitos de
distribución para la alimentación de los campos de producción asociados a esta
subestación. Los sistemas de mando, control, protecciones y equipos asociados
de estas líneas, estarán ubicadas en el Switchgear en 34,5 kV, en la casa de
mando. Estas celdas también están equipadas con IEDs, y su comunicación con
el sistema de control está basada en la IEC 61850. Cada celda tiene sus
dispositivos de control y protecciones en la puerta de la celda. En media tensión
se tendrá un grupo de catorce (14) celdas o salidas para los circuitos de
distribución, dos (2) celdas para los circuitos de alimentación (llegada en 34,5 kV
de 2500 A, celda de enlace. Dos (2) de las celdas o salidas de 1250 A, se usaran
para los sistemas auxiliares C.A. Los centros de distribución de potencia (CDP)
en 34,5 kV, a usarse en el proyecto según información de los equipos mayores
enviada por PDVSA, tienen veinte (20) celdas de salida de 1250 A, por lo cual
para esta subestación, usando dos (2) celdas de 1250 A para las salidas de
servicios auxiliares, quedaran cuatro (4) celdas de 1250 A de reserva.
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6.2.7. Tableros de servicios auxiliares de la subestación Temblador PDVSA
El tablero de servicios auxiliares alimentados desde dos (2) celdas del Switchgear
en 34,5 kV, con sus dos (2) transformadores de servicios auxiliares, alimentan
dos barras con esquema de secundario selectivo. En este tablero o centro de
distribución de potencia (CDP), se ubicarán dos (2) tableros de servicios
auxiliares, uno para cargas esenciales (CE) y otro para cargas no esenciales
(CNE). El sistema incluye generador de emergencia de respaldo para las cargas
esenciales.
Además del tablero de servicios auxiliares C.A (SACA), se dispone del tablero de
servicios auxiliares de C.C. (SACC), en 125 Vcc, el cual estará alimentado del
tablero de servicios esenciales, mediante su correspondiente cargador de
baterías y banco de baterías.
7. PRINCIPIOS DE OPERACION
7.1. General
La selección y diseño adecuado de los componentes de todos los sistemas de
las subestaciones proyectadas, y en especial la integración de los equipos
principales de mando y control, con sus correspondientes enclavamientos
eléctricos, lógicos y mecánicos, los cuales deberán garantizar la operabilidad y el
desempeño eficiente del sistema como conjunto, con el objeto minimizar
impactos operacionales y de seguridad de las instalaciones y del personal, y así
reducir los tiempos de inactividad de las cargas, reducir los costos operativos y
aumentar la eficiencia de los procesos de producción asociados a las
subestaciones Jobo Norte y Temblador PDVSA, debe estar basada en los
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criterios de diseño y operación para los principales equipos de mando y control,
cuyas características y condiciones mínimas se indican a continuación:
Enclavamiento entre interruptores y seccionadores, para asegurar que
los seccionadores no cierren o abran con corrientes de carga
Enclavamiento entre los seccionadores y las cuchillas de tierra, las
cuales no podrán ser cerradas o poner a tierra una parte del circuito
energizado, y que a su vez el seccionador no podrá ser cerrado, con la
cuchilla de puesta a tierra cerrada.
Garantizar la secuencia correcta en las operaciones de transferencia de
carga o bypass de interruptores o de la propia barra
Garantizar que el interruptor de enlace, solo se puede cerrar si sus dos
seccionadores adyacentes están abiertos o cerrados.
Los sistemas de enclavamiento para la operación de aparatos de maniobra
motorizados o con accionamientos eléctricos, deben tener sistemas de
enclavamiento eléctricos. El estado o posición correcta de los enclavamientos
debe ser verificada automáticamente como parte de la lógica de inicio de una
operación, desde cualquier posición de operación, automática o secuencial.
Los sistemas de enclavamiento para la operación de aparatos de maniobra que
siendo motorizados, se requiera su operación por razones de emergencia de
forma manual, tendrán facilidades para deshabilitarlos, según se indica en el
siguiente punto. En todo caso el operador debe efectuar la misma verificación de
secuencia de operaciones requerida en cada caso, lo cual debe estar descrito en
el manual de operaciones.
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Los sistemas de enclavamiento deben ser, cuando sea práctico, de falla segura.
Los mismos no pueden ser deshabilitados sin el uso de herramientas, puentes
físicos o cualquier dispositivo diseñado específicamente para el propósito de
deshabilitar el bloqueo, el cual debe ser mantenido bajo llave y que para su uso
se requiera la aprobación de personal autorizado de PDVSA.
Bloqueo parcial de cuchillas de tierra de llegadas de línea a las subestaciones,
es aceptable solamente, donde no sea razonablemente practico extender el
bloqueo a los interruptores extremo remoto. De ser requerido en este diseño,
cualquier bloqueo parcial de una cuchilla de tierra a la entrada de una
subestación, el mismo debe tener en el tablero frontal de operación, un aviso
que diga “ADVERTENCIA, ESTA CUCHILLA DE TIERRA NO ESTA
TOTALMENTE ENCLAVADA CON EL INTERRUPTOR DE LA FUENTE. SIGA
PROCEDIMIENTO ADICIONAL”.
El enclavamiento debe ser efectivo para ejecutar secuencias de operación
cuando las mismas están siendo seguidas en cualquier dirección (por ejemplo; si
una cuchilla de puesta a tierra debe estar cerrada antes de poder accesar o
abrir la puerta de acceso del gabinete, entonces la puerta de acceso debe estar
cerrada en forma segura antes de que la cuchilla de puesta a tierra de puesta a
tierra pueda ser abierta.
Los esquemas de enclavamiento, deben ser razonablemente prácticos, y
en ese sentido su diseño debe proveer la flexibilidad operacional
requerida, y no deben imponer secuencias fijas de operación sin que
estas sean requeridas.
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Los esquemas de enclavamientos propuestos en el diseño final de este
proyecto, deben ser remitidos a servicios eléctricos PDVSA para su
aprobación.
7.1.1. Enclavamientos Mecánicos
Los enclavamientos mecánicos, incluidos como parte de los mecanismos internos
de operación de seccionadores, como los usados internamente en seccionadores
de puesta a tierra, representan el máximo nivel de seguridad y obliga a la
intervención de personal de operaciones, que además de los bloqueos
mecánicos debe incluir en los correspondientes manuales de operación, pasos de
verificación física de la efectiva conexión o desconexión de contactos. El
siguiente nivel de seguridad se logra con la implementación de bloqueos
mecánicos tipo llaves, que pueden ser del tipo bloqueo abierto (LA), o bloqueos
cerrados (LC), los cuales también requieren la intervención de personal de
operaciones.
Los enclavamientos o interlock mecánicos salvo acuerdo o autorización de parte
de PDVSA, serán del tipo bloqueo con llave (Key Interlock).
Las llaves de interlock o bloqueo mecánico, serán del tipo sin copia master, es
decir no se puede suministrar o fabricar ninguna llave maestra. Las llaves de
bloqueo, no pueden ser intercambiables con otras ubicadas en el mismo sitio o
subestación.
La llaves o bloqueos de llave, serán grabadas con una referencia o identificación
que deberá ser única para el sitio de la subestación. La identificación deberá
incluir el número del equipo de maniobra donde se encuentran en condiciones
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normales de operación; dicha identificación debe ser aprobada por PDVSA. Las
ubicaciones o equipos deben ser identificados con el identificador de la llave de
bloqueo requerida.
Donde se suministran cajas de intercambio de llaves, las mismas se situarán en
la ubicación más conveniente con respecto a la secuencia de operación normal
de las subestación.
Cuando el enclavamiento mecánico o bloqueo de llave, aplique para el
seccionador y la cuchilla de puesta a tierra, se aplicarán los requisitos de bloqueo
adicionales especificados para los otros equipos de maniobra asociados según la
secuencia de operación requerida.
7.1.2. Enclavamiento eléctrico
Los enclavamientos eléctricos pueden ser del tipo llave, que requieren la
participación del personal de operaciones para su liberación, o pueden ser
tomados de contactos auxiliares de seccionadores o interruptores, los cuales
pueden cumplir la función de permisivos o bloqueos para la operación de
seccionadores o interruptores; la selección de los mismos depende del grado de
automatización que requiera PDVSA.
Además de la lógica normal de enclavamiento o bloqueo, que deben cumplir los
enclavamientos eléctricos, una instalación o circuito de bypass será provisto para
permitir que el sistema de bloqueo de cada seccionador o cuchilla de puesta a
tierra, pueda ser inhabilitado, cuando las circunstancias operacionales así lo
requieran, y esta operación no presente riesgos a los operadores o instalaciones.
Este Bypass, puede ser en forma de un interruptor de reinicio (Reset) o pulsador
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de derivación paralela de circuitos eléctricos o por otro medio convenido y
autorizado por PDVSA. La instalación de inhabilitación del enclavamiento debe
cumplir con los requisitos de seguridad aplicables a cada caso.
7.1.3. Enclavamiento eléctrico basado en microprocesadores
Además de lo indicado en el punto 7.1.2, en relación con los enclavamientos
eléctricos, y basados en la tecnología disponible, los enclavamientos eléctricos
podrán estar basados en programas en los correspondientes microprocesadores
de las unidades o tableros de control, en los cuales cualquier combinación de
entradas lógicas programadas, para las cuales una salida lógica haya sido
especificada o programada, debe originar una salida que corresponde con la
lógica programada.
7.2. Seccionadores
Los seccionadores, tanto de las salidas de transformación como los de salida de
línea, deben cumplir con los siguientes criterios de diseño:
Solo podrán ser operados con su correspondiente interruptor en posición
abierto
El seccionador o cuchilla de puesta a tierra solo podrá ser cerrado
cuando el seccionador asociado esté en posición abierto.
Los seccionadores con cuchilla de puesta a tierra integrada, tendrán
enclavamiento mecánico a través del mismo mecanismo de
accionamiento de los dos seccionadores.
Entre los interruptores y los seccionadores asociados, los enclavamientos
serán del tipo mecánico para los seccionadores y eléctrico para el
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interruptor, ambos operados con llaves de bloqueo. Este punto es
tomado de la norma CADAFE NSP-280, sección 3..1.1, punto d.
Los seccionadores que pueden conectar cada tramo de línea con la
barra de transferencia, solo podrán ser cerrados con la barra de
transferencia desenergizada; por lo cual para esta operación el
interruptor de enlace debe estar abierto; tampoco podrá ser cerrado otro
de los seccionadores que pueda conectar otras entradas de línea a la
barra de transferencia estando una de las líneas ya conectada a la barra
de transferencia, es decir solo se podrá operar un seccionador de la
barra de transferencia, estando el resto de los otros seccionadores de
transferencia abiertos.
Los seccionadores de 115 kV motorizados serán operados desde el despacho
de carga a través de un (1) sistema de comunicación vía onda portadora, desde
la sala de control vía fibra óptica entre la caseta de control y las bahías de la
subestación o desde el gabinete del seccionador a través de un selector de
operaciones local-remoto. Para su operación se proveerán a los seccionadores
con este selector en el gabinete del mismo, el cual transferirá el mando hacia la
sala de control. Además en la sala de control, mediante selector incluido en la
lógica del programa, el operador en su estación de trabajo (Interface Hombre
Maquina), transferirá el mando hacia el despacho de carga vía onda portadora o
microondas. Igualmente el diseño incluirá, el sistema de enclavamientos o
bloqueos del tipo eléctrico, lógico y mecánico, los cuales deberán evitar la
ejecución de operaciones incorrectas, que puedan poner en riesgo tanto al
personal de operaciones que realizan las maniobras, como al propio equipo. Los
dispositivos o equipos bajo dicha filosofía de operación, permitirán las
operaciones de seccionamiento en una forma secuencialmente lógica que
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imposibilite la ejecución de cualquier operación en forma inadecuada. Las llaves
o enclavamientos mecánicos serán del tipo cautiva, y solo serán liberados ante
la actuación u operación en la secuencia adecuada del equipo que corresponda.
La filosofía de estos enclavamientos serán reflejados en las secciones
correspondientes en este documento cuyas secuencias o filosofía de operación,
serán la base para los diagramas funcionales de mando y control; además en el
diagrama unifilar general de cada subestación, se plantean los enclavamientos,
entre los seccionadores y su correspondiente interruptor.
Además de los enclavamientos, o interlock ( I ), bloqueos o permisivos, indicados
entre los interruptores y sus seccionadores asociados, se deben contemplar los
enclavamientos para los seccionadores o cuchillas de puesta a tierra, los cuales
estarán bloqueados para la puesta a tierra ante la presencia de voltaje en las
partes del circuito que será puesto a tierra, el bloqueo puede lograrse mediante
una señal de voltaje de la parte del circuito que será puesto a tierra, y mediante
la señal local o remota del interruptor o interruptores que energizan la parte del
circuito que será puesto a tierra. Cuando la cuchilla de puesta a tierra está
integrada a un seccionador, la misma estará bloqueada para el cierre si su
correspondiente seccionador está cerrado; una vez abierta la cuchilla de puesta
a tierra, el seccionador correspondiente estará habilitado para su operación de
cierre, siempre y cuando el resto de la lógica permita esa operación.
7.3. Interruptores
Los interruptores podrán ser operados desde el despacho de carga a través de
un (1) sistema de comunicación vía onda portadora, desde el tablero de control y
mando en la sala de control vía fibra óptica entre la caseta de control y las
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bahías de la subestación o desde el gabinete del interruptor a través de un
selector de operaciones manual-local-remoto. Para realizar esta operación se
contará con un selector manual-local-remoto en el gabinete y/o panel del
interruptor, el cual transferirá el mando hacia la sala de control. Además en la
sala de control, mediante selector incluido en la lógica del programa, el operador
en su estación de trabajo (Interface Hombre Maquina), transferirá el mando
hacia el despacho de carga vía onda portadora o microondas. Cuando el
selector local-remoto del Tablero de Control y Mando del interruptor sea
colocado en la posición local, la operación solo podrá realizarse desde dicho
sitio. Si el selector de tablero o gabinete del interruptor, es colocado en posición
remoto, la operación podrá realizarse desde la sala de control para lo cual el
selector incluido en la lógica del programa de la estación de trabajo de la sala de
control, deberá estar en posición local; no obstante si este selector está en
posición remoto, la operación del interruptor, solo podrá ejecutarse desde el
despacho de carga a través del sistema de comunicación. Además de los
enclavamientos de autoridad descritos anteriormente, existen requisitos de
sincronización, los cuales son obligados para todas las entradas de línea, al
conectarse a cualquiera de las barras (Barra principal o barra de transferencia), y
para el enlace de barras, la cual se logra en cada interruptor mediante la función
de chequeo o verificación de sincronismo (función 25), que estará habilitada en
todos los esquemas de protección de estos interruptores. Es importante
considerar en el diseño, las facilidades para sincronizar durante las diferentes
situaciones operacionales que se puedan presentar, entre ellas: Sincronización
línea energizada a barra energizada, Sincronización línea energizada a barra
desenergizada, Sincronización entre barra principal o de transferencia
energizada y su otra barra energizada o desenergizada. Para la sincronización
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entre líneas o barras energizadas, se deben cumplir con los límites de
deslizamiento de frecuencia, diferencia entre ángulo de fase y diferencia de
voltajes.
8. CONTROL DE LA SUBESTACIÓN
El control de la subestación, se llevará a cabo desde un centro remoto mediante un
sistema de mando centralizado. Por lo tanto, se preverá espacio en las borneras de los
equipos y tableros respectivos para incorporar sin dificultades las órdenes de cierre y
apertura y la indicación “abierto” o “cerrado” de los interruptores en 115 kV y 34,5 kV,
seccionadores de línea (excepto la cuchilla de puesta a tierra), seccionadores de barra y
seccionadores rompe cargas en 115 kV. Los seccionadores de puesta a tierra de 115
kV, tendrán indicación de posición mediante relés tipo semáforo, e indicación de
posición hacia el despacho de carga.
Todos los dispositivos de medición local y remota serán inteligentes, de innovadora
tecnología electrónica digital (IED), con capacidad de comunicación en un sistema de
red. El funcionamiento del sistema de control y supervisión en la subestación, constará
de una RTU, que recopilará las señales de alarma, indicación y control de la
subestación mediante una comunicación vía red fibra óptica y Multidrop RS-485/232
entre los equipos electrónicos inteligentes (IED), para enviarlas al sistema SCADA del
despacho de carga, a través de un enlace de comunicaciones.
La arquitectura será de tipo anillo redundante y los dispositivos tendrán capacidad para
comunicarse a través de protocolos DNP 3.0, MODBUS, TCP/IP e IEC608870-5-104
con opción del protocolo IEC61850. Sobre este esquema de comunicaciones, se
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establecerán los enlaces de datos necesarios para permitir la transferencia de
información (estados, alarmas, control del equipo, y protección asociada), desde los
equipos electrónicos inteligentes, hacia la RTU.
9. PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN
Las protecciones de la Subestación, serán centralizadas en los distintos tableros
diseñados para tal fin, la indicación de operación visual será por medio de banderas
ubicadas en el frente del tablero respectivo, o por diodos emisores de luz indicando la
protección que operó al momento de ocurrir la falla. Además existirá conexión con el
tablero de alarma, donde se presentan las alarmas mayores y menores discriminados, a
su vez esas alarmas son enviadas por el sistema de comunicación hasta el Despacho
de Carga de PDVSA.
En general, todos los relés serán del tipo numérico, de alta velocidad de disparo, menor
o igual 30 ms, multifuncional, con tecnología de microprocesador con algoritmo
matemático, capacidad de comunicación mediante un sistema de red local y remota,
aislados de forma óptica, registro oscilográfico y de eventos.
Las arquitecturas y soluciones, deberán estar dirigidas a incrementar los niveles de
confiabilidad y disponibilidad sin perjuicio de la flexibilidad operacional, y deberán ser
aprobadas por PDVSA.
9.1. DESCRIPCIÓN DE LAS PROTECCIONES
Las protecciones para las dos subestaciones son similares, con los distingos de
algunas aplicaciones o funciones exigidos por las diferencias entre las líneas de
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llegada; en todo caso se describirán las protecciones en forma general, las cuales
fueron seleccionadas por PDVSA, como parte de la filosofía de protecciones
estándar para el área donde están ubicadas las subestaciones; esta descripción
se incluye, en vista que las protecciones seleccionadas y adoptadas, están muy
relacionadas con la filosofía de operación y control que se deberá implantar.
Los relé seleccionados por PDVSA, para el sistema de protecciones que en
forma similar se aplicarán a las dos subestaciones en proyecto, son de última
generación, de tecnología microprocesadores, del tipo numérico.
9.1.1. Dispositivos Electrónicos Inteligentes
Todos los dispositivos de medición local y remota serán inteligentes, de
innovadora tecnología electrónica digital (IED), con capacidad de comunicación
en un sistema de red. Estos dispositivos, conocidos por su nombre y siglas en
inglés “Intelligent Electronic Device (IED)”, los cuales serán usados como
elementos principales del sistema de control y protección, además de las
múltiples funciones de protección (5 a 12), pueden efectuar funciones de control
(5 a 8), basadas en comandos de control y en los parámetros de las variables
eléctricas para las cuales hayan sido programados. También tienen funciones de
autodiagnóstico.
Los dispositivos IED’s, en general, poseen las siguientes funciones de control:
• Entradas digitales configurables.
• Salidas digitales configurables.
• Puerto de comunicación para funciones de sincronismo, del sistema de
registro oscilográfico y de eventos.
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• Posibilidades de comunicación con el sistema SCADA, el cual usa
protocolo DNP versión 3.0.
• Posibilidad de habilitar y deshabilitar, desde el Centro de Control,
funciones tales como: Sobrecorriente de Neutro instantánea y
temporizada (50/51N), y Reenganche (79), alcance de relés de distancia
(21/21N), usando entradas digitales previamente programadas. Las
señales asociadas a dichas entradas digitales podrán ser activadas de
forma remota a través del sistema SCADA.
Por otra parte, los IED’s, poseen excelentes facilidades de comunicación
especialmente adaptadas para la automatización de subestaciones; todas estas
facilidades están enmarcadas en la IEC 61850. Las comunicaciones se pueden
manejar entre equipos (entre IED’s), y entre los equipos y la casa de mando, para
luego mediante conversión de protocolo se logra su adaptación al modo de
comunicación de los SCADA. Manejan información o mensajes de tiempo crítico
y no crítico, mediante OSI/TCP/IP/Ethernet, para los mensajes de tiempo no
crítico, con soporte (GOOSE/GSSE) y mediante protocolo MMS. Su
comunicación a nivel estación y bus de proceso, o entre los IED’s y los tableros
de la casa de mando se efectúa por medio de fibra óptica.
9.1.2. Teleprotecciónes
La tele protección deberá disponer de dos medios de comunicación redundantes
con tecnologías diferentes. Estas tecnologías con todos los equipos requeridos
para cada subestación, se implementarán y deben estar diseñados de la
siguiente forma:
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En caso de líneas cortas y medias será a través de fibra óptica conmutada con
microondas (digital) en caso de falla.
En caso de líneas largas será a través de onda portadora conmutada con
microondas (digital) en caso de falla.
La teleprotección por medio de onda portadora será el sistema principal de
comunicación para la mayoría de las líneas de este proyecto; por lo cual a
continuación se describe en forma general el sistema y sus principales
características:
El sistema de comunicación por onda portadora, utiliza la infraestructura existente
de líneas de transmisión entre subestaciones, entre las cuales por requerimientos
de las protecciones eléctricas de las líneas, en nuestro caso especialmente las
protecciones de distancia para las líneas largas, debe existir comunicación en
tiempo real, mediante la cual los terminales de línea entre dos subestaciones, se
intercambian información vital para el funcionamiento de las protecciones de
distancia. El sistema funciona mediante el acoplamiento de capacitores para
conectar en terminal las señales de radio frecuencia que serán captadas en el
terminal opuesto, mediante el uso de trampas de onda. Para esta aplicación se
usan frecuencias típicas entre 30 y 500 KHz. Las señales de frecuencia
portadora, con la información que se debe transmitir, se acoplan para el caso de
líneas de transmisión doble terna, en las fases del medio de cada circuito (Fase
según secuencia de fases identificada como de color azul), en el caso de líneas
simple terna, se acoplan a las fases según código de secuencia de fases, a las
fases azul y amarillo. Los sistemas de teleprotección para las subestaciones en
diseño, serán utilizados principalmente, para enviar información que permite
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identificar la distancia de la falla mediante los parámetros de impedancia de las
líneas, identificando las zonas de protección de la línea, las cuales pueden ser
más de una, correspondiendo a la zona 1, la de menor tiempo de operación y a
las zonas 2,3 y 4, zonas con mayores tiempos de operación. Dependiendo de la
zona donde se ubique la falla, el sistema de protecciones toma la decisión de
disparar el interruptor correspondiente para aislar la falla. El sistema de onda
portadora, además de las señales de protección puede llevar otra información de
voz y datos.
9.1.3. Funciones y equipos especiales
Oscilografía.
Registro de eventos.
Se instalara un sistema de posicionamiento global (GPS) que permite la
sincronización de todos los relés de protección de la subestación,
incluyendo las funciones especiales.
9.2. Descripción de las protecciones por equipo o parte del sistema protegido
9.2.1. Protección de las líneas de 115 kV
Las protecciones de las líneas de 115 kV, serán definidas según la longitud o
clasificación de las líneas, y se tendrá una protección para líneas cortas y medias
y otra para líneas largas. Estas protecciones estarán ubicadas físicamente en un
tablero ubicado en la casa de mando o sala de control incluida como parte de
este proyecto.
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Protección primaria líneas cortas y medias: Para la protección primaria de líneas
cortas y medias, se activará la función de protección diferencial y como función
alterna, la protección de distancia de baja impedancia (87L, 21/21N).
Protección primaria líneas largas: La protección primaria de las líneas largas de
115 kV, será del tipo de distancia o de baja Impedancia (21/21N), con elementos
de medición independientes para fase y tierra, con un mínimo de cuatro zonas de
operación temporizables y direccionables, tipo MHO y/o cuadrilateral y con
facilidades de comunicación, todas ajustadas según el estudio de coordinación de
protecciones.
Protección de Respaldo (aplica a todas las líneas): Se usará como protección
secundaria de las líneas de 115 kV, relés del tipo de distancia o de baja
Impedancia (21/21N), con elementos de medición independientes para fase y
tierra, con un mínimo de cuatro zonas de operación programadas según los
requerimientos del estudio de coordinación de protecciones; y relés de
sobrecorriente direccional, trifásicos, con unidades de fase y neutro (67/67N), con
su esquema de lógica flexible por comparación direccional (POTT (21/21N) y
desbloqueo (67/67N) con Weak-Infeed & Echo, según norma IEEE C37.113. Las
características tiempo-corriente se ajustarán según el estudio de coordinación de
protecciones y las normas IEC y ANSI. Adicionalmente, se activará la función de
protección de falla de interruptor (50/62-BF), con su correspondiente 86BF, que
controle el disparo y bloqueo de todos los interruptores que lo rodeen y en forma
transferida al extremo remoto, y un relé de supervisión del circuito de disparo
(74TC).
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Además de las protecciones anteriores, se activara la función de verificación de
sincronismo (25), como un bloqueo al cierre del interruptor, para evitar el cierre
en condiciones fuera de sincronismo.
9.2.2. Protección de los transformadores 115-34,5 kV e interruptores
principales de barras en 34,5 kV
Los equipos de protección de los transformadores N° 1y 2, de cada subestación,
estarán ubicados físicamente en sus correspondientes tableros de protección, a
instalar en la casa de mando o sala de control a construir con este proyecto. Las
protecciones para los transformadores de las dos subestaciones, serán iguales y
tendrán las funciones activadas.
El transformador tiene sus protecciones internas propias tales como: relé
Buchholz o relé de presión súbita (63), relé de imagen térmica (26), relés de
control y protección de los sistemas de enfriamiento (49) y cambiador de tomas.
Estos relés son parte inherente del transformador y no son considerados en este
documento debido a que son definidos por el fabricante del transformador; en
todo caso se deben activar según las indicaciones o información técnica del
transformador.
Protección Primaria: La protección principal, será mediante la función diferencial
de transformador (87T), sensible a fallas internas, entre fases y a tierra, que
ocurran dentro de la zona protegida. La protección deberá ser estable ante la
ocurrencia de fallas externas de magnitud igual al Nivel de Cortocircuito Máximo
de la subestación. La protección se alimentará de transformadores de corriente
multirelacion ubicados a ambos lados del transformador y con relaciones de
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1200/5-MR (lado de 115 kV) y de 3000/5-MR (lado de 34,5 kV); la relación en el
neutro es 600/5. Para el cambiador bajo carga (CBC), será de 1470/5, y para
imagen térmica sea de 1470/1,5; destacando que los transformadores de
protección serán del tipo C-200 (datos tomados de la información técnica de los
equipos mayores suministrada por PDVSA).
El esquema de protección diferencial del transformador estará constituido por:
Un (1) relé diferencial (87T) para protección de transformadores de dos (2)
devanados, trifásico, un (1) relé auxiliar de disparo y bloqueo principal, de
reposición manual, de alta velocidad (86T) y un relé de supervisión del circuito de
disparo, que estará destinado a vigilar las condiciones de funcionamiento del
mencionado relé auxiliar de disparo y bloqueo (Lockout).
El relé diferencial será de alta velocidad, con característica diferencial porcentual
ajustable entre 20 y 50%, según ajustes indicados en el estudio de coordinación
de protecciones. Cada elemento de fase tendrá una sensibilidad tal que opere
para una corriente diferencial de al menos 10% de su corriente nominal (la
corriente nominal secundaria es de 5 A).
El relé diferencial no debe producir falsas operaciones durante la energización del
transformador, por lo cual, deberá tener activado el filtro de armónicos, el cual
bloqueará la operación del relé cuando haya predominio de la 2° armónica. Sin
embargo, el relé debe discriminar y operar en caso que se energice el
transformador con falla, caso en el cual la cantidad de la componente
fundamental (60 Hz) debe prevalecer sobre la cantidad de bloqueo.
El relé está provisto de unidades instantáneas de sobrecorriente de alto ajuste.
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Los relés se adaptan a cualquier grupo de conexión del transformador y a
cualquier tipo de conexión de los transformadores de corriente. La operación del
relé diferencial será sobre un relé auxiliar de disparo y bloqueo de alta velocidad
(86T), el cual al operar dará orden de:
Apertura del interruptor principal (115 kV).
Bloqueo del cierre del interruptor principal (115 kV).
Apertura del interruptor principal (34,5 kV).
Bloqueo del cierre del interruptor principal (34,5 kV).
Alarma.
Se requiere un relé de supervisión del relé de disparo y bloqueo (74TC), que
vigile en todo momento las condiciones de funcionamiento del mismo.
La zona de protección diferencial estará comprendida entre los
transformadores de corriente del lado de 115 kV, conectados en estrella y los
transformadores de corriente del lado de 34,5 kV, también conectados en
estrella.
Protección Secundaria: Se activarán como protección secundaria del
transformador, incluyendo los tramos de circuitos en 115 kV y 34,5 kV, las
siguientes funciones:
En el lado de alta: sobrecorriente, trifásico, con unidades temporizadas de fase y
neutro (51/51N) y con unidades instantáneas (50/50N). Esta protección debe
proveer protección de sobrecarga al transformador, pero permitiendo su
energización segura (su característica deberá poder ajustarse entre la curva de
“INRUSH” y la curva de daños del transformador). Los elementos de fase y
neutro se deberán poder coordinar con la protección de sobrecorriente, de fase y
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neutro, del interruptor principal en 34,5 kV. La protección de sobrecorriente tendrá
asociada un (1) relé auxiliar de disparo y bloqueo secundario, de reposición
manual, de alta velocidad (86T).
Además, se debe activar la función de protección de falla de interruptor (50/62-
BF), con su correspondiente 86BF, que controle el disparo y bloqueo de todos los
interruptores aplicables, y dos (2) relés de supervisión del circuito de disparo
(74TC). Estos últimos elementos estarán destinados a vigilar las condiciones de
funcionamiento de las dos (2) bobinas de disparo del Interruptor lado 115 kV.
Además de las protecciones anteriores, según el estudio de coordinación de
protecciones, se debe evaluar la activación del relé de potencia inversa (32).
Interruptor principal en barra de 34,5 kV: se activará la función del relé de
sobrecorriente, trifásico, con unidades temporizadas de fase y neutro (51/51N) y
con unidades instantáneas (50/50N). Esta protección, además de proveer
protección de sobrecarga al transformador, es la protección principal de la barra
de 34,5 kV y respalda a los elementos de protección “aguas abajo”. Los
elementos de fase y neutro coordinarán, “aguas arriba” con la protección de
sobrecorriente (fase y neutro) en alta del transformador y “aguas abajo” con la
protección de sobrecorriente de fase y neutro, del enlace de barras en 24 kV y
con la protección de sobrecorriente de fase y neutro, de las salidas en 24 kV.
Además, se activará el relé de supervisión del circuito de disparo (74TC). Este
último elemento estará destinado a vigilar las condiciones de funcionamiento de
la bobina de disparo del Interruptor lado 34,5 kV.
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También, cada Interruptor principal de 34,5 kV, tendrá una Protección contra
Arcos en barra de 34,5 kV, dentro de las Celdas 34,5 kV. Esto es, en el caso que
al ocurrir cualquier falla que no sea despejada a tiempo, se podría evitar una
reacción en cadena de daños impactantes a equipos contenidos dentro de las
celdas y posibles efectos perjudiciales a personas cercanas al lugar. El principio
de operación de esta protección es vía fibra óptica para la detección de los arcos,
el disparo será iniciado por luz, o luz y sobrecorriente trifásica, con una
disponibilidad de lógica de selectividad, y un tiempo de operación igual o inferior
a 2,5 ms.
También deberá contar con un monitoreo continuo del estado de los sensores de
la fibra óptica, y la Protección de Falla de Interruptor (50/62-BF).
9.2.3. Protección de los bancos de capacitores en 115 kV
Los capacitores a usar, según información entregada por PDVSA, son de 15
MVAr cada uno, en 115 kV, conexión Y flotante; los bancos a usar son marca
ABB, y están integrados cinco (5) grupos por fase, con su correspondiente fusible
de protección para fallas internas de los capacitores en cada grupo, lo cual
constituye la protección contra cortocircuito por grupo de capacitores, el fusible
incluido por cada grupo es marca ABB, del tipo expulsión, modelo CXP, tamaño
8K, el cual tiene como propósito evitar la ruptura del capacitor, por lo cual su
selección debe estar coordinada con la curva de ruptura del capacitor. La
actuación de estos fusibles por grupo, genera una alarma y deja fuera la serie
correspondiente al capacitor fallado. La operación en estas condiciones, puede
originar una falla por desbalance y hacer actuar la protección correspondiente; no
obstante cada grupo de capacitores tiene una cuchilla en paralelo que permite
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hacer el bypass del grupo de capacitores fallado; esta operación es factible,
siempre y cuando el desbalance causado no esté por encima del máximo valor
permitido, quedando el recurso de igualar los capacitores en las diferentes fases,
disminuyendo así la potencia reactiva del banco, sacando de servicio otros
bancos de capacitores similares al fallado en las fases no falladas.
Además de la protección por fallas internas el banco tiene instalado entre el
centro de la estrella (neutro) y tierra, un transformador de potencial de relación
578/1000:1/1, el cual se usara para la medición de voltaje de neutro o voltaje de
secuencia cero, con lo cual se debe habilitar la protección por desbalance de
voltaje, usando la función de Sobrevoltaje (59).
Además de las protecciones anteriores, por los fusibles y por desbalance
detectada por Sobrevoltaje entre neutro y tierra, se deben habilitar las
protecciones de fase, que pueden ser 50/51, 51/N, para fallas entre el punto de
suministro y el punto de conexión del banco de capacitores; la protección de
sobrecorriente (51), se puede reemplazar por la función 67N, dependiendo del
tipo de relé a utilizar.
Para fallas entre fases en el medio del rack de instalación, lo cual es
medianamente factible, falla que no genera desbalance, puede ser detectada por
sobrecorriente direccional de secuencia negativa. En todo caso este esquema
con sus niveles de ajuste y coordinación, debe confirmarse en los estudios
filosofía y coordinación de protecciones.
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9.2.4. Protección de barras 115 kV e interruptor de enlace
Las protecciones de las barras en 115 kV estarán dentro de un tablero, a instalar
en la casa de mando o sala de control a construir con este proyecto. Las
protecciones para las dos barras, serán iguales y tendrán las funciones activadas,
solo se distinguen por el número de salidas que conforman el límite de protección
de cada barra.
La Protección para cada una de las dos Barras en 115 kV estará constituida por
un (1) relé de diferencial de barras (87B), trifásico, un (1) relé auxiliar de disparo y
bloqueo principal, de reposición manual, de alta velocidad (86B) y un relé de
supervisión del circuito de disparo, que estará destinado a vigilar las condiciones
de funcionamiento del mencionado relé auxiliar de disparo y bloqueo (86B).
El interruptor de enlace entre las dos barras en 115 kV, también contará con la
función de protección de falla de interruptor (50/62-BF), con su correspondiente
86BF, que controle el disparo y bloqueo de todos los interruptores aplicables
según corresponda, y dos (2) relés de supervisión del circuito de disparo (74TC).
Estos últimos elementos estarán destinados a vigilar las condiciones de
funcionamiento de las dos (2) bobinas de disparo del Interruptor.
Además de las protecciones anteriores, se activará la función de verificación de
sincronismo (25), como un bloqueo al cierre del interruptor, para evitar el cierre
en condiciones fuera de sincronismo.
Se activará la protección de cada barra, solapada en el interruptor de enlace; por
lo cual el interruptor de enlace deberá disponer de dos juegos de CT, uno en
cada uno de los bushing de cada lado del interruptor.
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PROYECTO: ADECUACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS JOBO NORTE Y TEMBLADORFASE: DEFINIR / INGENIERÍA BÁSICASUPERINTENDENCIA: INGENIERÍADOCUMENTO: FILOSOFÍA DE OPERACIÓN Y CONTROL DEL SISTEMAELÉCTRICO
DOCUMENTO NºE0938-53114-BE12601
CONSULTORA2512010-101-213-I-15-01-00
DISCIPLINA: ELECTRICIDAD FECHA 05-08-12
Nº PROYECTO: E0938 Pág. 42 de 68 / Rev. B
Según se puede ver en el diagrama unifilar, la subestación Jobo Norte, no tiene
seccionador de bypass, de los interruptores de llegada de línea; no obstante en el
caso de la subestación Temblador PDVSA, el caso es diferente debido a que en
esta subestación existe la facilidad de hacer bypass a los interruptores de llegada
de línea; por lo cual en cada subestación se presentan dos (2) situaciones
operacionales diferentes, que afectan los esquemas de protección, las cuales se
analizaran a continuación:
Subestación Jobo Norte:
Cargas Transferidas a la Barra de Transferencia; en este caso la barra principal
está aislada, puede ser por razones de falla o de mantenimiento; por lo cual el
esquema de protecciones se puede ver afectado y requerir un esquema temporal,
no obstante para definir o verificar los criterios de protección, analizando
principalmente la protección principal que quedara operando para las barras y
para las líneas, a continuación, en la TABLA 2. CUADRO OPERACIONAL CON
LA CARGA TRANSFERIDA A LA BARRA DE TRANSFERENCIA - JOBO NORTE
TABLA 2. CUADRO OPERACIONAL CON LA CARGA TRANSFERIDA A LA BARRA DE TRANSFERENCIA – JOBO NORTE
Sección de la
Subestación
Estado de los
Interruptores y
Seccionadores
A=Abierto
C= Cerrado
Protecciones
Principales que
se Activan
Ante Fallas
Indicadas
Interruptores
que reciben
orden de
disparo
Observaciones
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 43 de 68 / Rev. B
Código A C
Bahía Línea 1 H-105,
H-103,
H-106,
H-107
X 21P-Terminal
remoto y local
L1, para fallas
en la línea.
H-105 e
interruptor en el
terminal
opuesto de la
línea.
Ver Nota.
H-104 X 87BBT-JN para
fallas en la
barra.
H-105, H-205,
H-305, H-405,
H-130, H-110 y
H-210.
Bahía Línea 2 H-205,
H-203,
H-206,
H-207
X 21P-Terminal
remoto y local
L2, para fallas
en la línea.
H-205 e
interruptor en el
terminal
opuesto de la
línea.
Ver Nota.
H-204 X 87BBT-JN para
fallas en la
barra.
H-105, H-205,
H-305, H-405,
H-130, H-110 y
H-210.
Bahía Línea 3 H-305,
H-303,
H-306,
H-307
X 21P-Terminal
remoto y local
L3, para fallas
en la línea.
H-305 e
interruptor en el
terminal
opuesto de la
Ver Nota.
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 44 de 68 / Rev. B
línea.
H-304 X 87BBT-JN para
fallas en la
barra.
H-105, H-205,
H-305, H-405,
H-130, H-110 y
H-210.
Bahía Línea 4 H-405,
H-403,
H-406,
H-407
X 21P-Terminal
remoto y local
L4, para fallas
en la línea.
H-405 e
interruptor en el
terminal
opuesto de la
línea.
Ver Nota.
H-404 X 87BBT-JN para
fallas en la
barra.
H-105, H-205,
H-305, H-405,
H-130, H-110 y
H-210.
Enlace de Barras H-130,
H-134,
H-136
X NA NA Este enlace esta
abierto, por lo cual no
aplica.
Ver Nota.
Salida hacia
Transformador 1
H-110,
H-116,
H-113,
X 87T1-JN, para
fallas en el
transformador
H-110, e
interruptor en el
sec. del Tx.
Ver Nota.
H-114 X 87BBT-JN, para
fallas en la
H-105, H-205,
H-305, H-405,
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 45 de 68 / Rev. B
barra H-130, H-110 y
H-210.
Salida hacia
Transformador 2
H-210,
H-216,
H-213,
X 87T1-JN, para
fallas en el
transformador
H-210, e
interruptor en el
sec. del Tx.
Ver Nota.
H-214 X 87BBT-JN, para
fallas en la
barra
H-105, H-205,
H-305, H-405,
H-130, H-110 y
H-210.
Nota: Las protecciones no se alteran por el hecho de que la carga esta transferida a la barra de transferencia, cada una de las
barras tiene su protección diferencial de barra por separado y solapadas.
Subestación Temblador PDVSA:
Cargas Transferidas a la Barra de Transferencia; en este caso la barra principal
está aislada, puede ser por razones de falla o de mantenimiento; por lo cual el
esquema de protecciones se puede ver afectado y requerir un esquema temporal,
no obstante para definir o verificar los criterios de protección, analizando
principalmente la protección principal que quedara operando para las barras y
para las líneas, a continuación, en la TABLA 3. CUADRO OPERACIONAL CON
LA CARGA TRANSFERIDA A LA BARRA DE TRANSFERENCIA - TEMBLADOR
PDVSA
TABLA 3. CUADRO OPERACIONAL CON LA CARGA TRANSFERIDA A LA BARRA DE TRANSFERENCIA - TEMBLADOR PDVSA
Sección de la
Subestación
Estado de los
Interruptores y
Protecciones
Principales que
Interruptores
que reciben
Observaciones
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 46 de 68 / Rev. B
Seccionadores
A=Abierto
C= Cerrado
se Activan
Ante Fallas
Indicadas
orden de
disparo
Código A C
Bahía Línea 1 H-105,
H-103,
H-106,
H-107
X 87L-Terminal
remoto y local
L1, para fallas
en la línea.
H-105 e
interruptor en el
terminal
opuesto de la
línea.
Ver Nota.
Línea corta que usa
protección diferencial
de línea 87L.
H-104,
H-102
X 87BBT-TEMB para
fallas en la
barra.
H-105, H-205,
H-305, H-405,
H-505, H-130,
H-110, H-210,
H-150 y H-250.
Bahía Línea 2 H-205,
H-200,
H-206,
H-207
X 21P-Terminal
remoto y local
L2, para fallas
en la línea.
H-205 e
interruptor en el
terminal
opuesto de la
línea.
Ver Nota.
H-204,
H-202
X 87BBT-TEMB para
fallas en la
H-105, H-205,
H-305, H-405,
H-505, H-130,
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 47 de 68 / Rev. B
barra. H-110, H-210,
H-150 y H-250.
Bahía Línea 3 H-305,
H-300,
H-306,
H-307
X 21P-Terminal
remoto y local
L3, para fallas
en la línea.
H-305 e
interruptor en el
terminal
opuesto de la
línea.
Ver Nota.
H-304,
H-302
X 87BBT-TEMB para
fallas en la
barra.
H-105, H-205,
H-305, H-405,
H-505, H-130,
H-110, H-210,
H-150 y H-250.
Bahía Línea 4 H-405,
H-400,
H-406,
H-407
X 21P-Terminal
remoto y local
L4, para fallas
en la línea.
H-405 e
interruptor en el
terminal
opuesto de la
línea.
Ver Nota.
H-404,
H-402
X 87BBT-TEMB para
fallas en la
barra.
H-105, H-205,
H-305, H-405,
H-505, H-130,
H-110, H-210,
H-150 y H-250.
Enlace de Barras H-130,
H-134,
X NA NA Ver Nota.
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 48 de 68 / Rev. B
H-136
Salida hacia
Transformador 1
H-110,
H-116,
H-113,
X 87T1-TEMB, para
fallas en el
transformador
H-110, e
interruptor en el
sec. del Tx.
Ver Nota.
H-114 X 87BBT-TEMB para
fallas en la
barra
H-105, H-205,
H-305, H-405,
H-505, H-130,
H-110, H-210,
H-150 y H-250.
Salida hacia
Transformador 2
H-210,
H-216,
H-213,
X 87T2-TEMB, para
fallas en el
transformador
H-210 e
interruptor en
sec. del Tx.
Ver Nota.
H-214 X 87BBT-TEMB para
fallas en la
barra
H-105, H-205,
H-305, H-405,
H-505, H-130,
H-110, H-210,
H-150 y H-250.
Nota: Las protecciones no se alteran por el hecho de que la carga está
transferida a la barra de transferencia, cada una de las barras tiene su protección
diferencial de barra por separado y solapadas.
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DISCIPLINA: ELECTRICIDAD FECHA 05-08-12
Nº PROYECTO: E0938 Pág. 49 de 68 / Rev. B
Cargas en cualquiera de las dos barras, en cuyos casos ya vimos que los
esquemas de protecciones no se alteran y se mantiene la protección principal
tanto de las barras como de las líneas; no obstante en el caso en el cual se tenga
que sacar uno (1) de los interruptores fuera de servicio, que sea necesario hacer
el bypass de un interruptor, por razones de falla o de mantenimiento, el esquema
de protecciones puede requerir un cambio; por lo cual para definir o verificar los
criterios de protección, se analizara el caso de sacar un (1) interruptor a la vez,
destacando el hecho de que solo se puede hacer este bypass a un solo
interruptor al mismo tiempo, en este caso se analizara el bypass del interruptor de
la línea 1; las demás líneas mantienen sus interruptores y protecciones según
condiciones de operación normal. Se tomara como caso base que la barra
principal esta energizada y la barra de transferencia esta desenergizada. El
análisis está orientado a definir la protección principal que quedara operando
para las barras y para la línea 1, a continuación, en la TABLA 4. CUADRO
OPERACIONAL CON UN INTERRUPTOR DE LINEA 1 EN BYPASS – CASO
TEMBLADOR PDVSA
TABLA 4. CUADRO OPERACIONAL CON UN INTERRUPTOR DE LINEA 1 EN BYPASS – CASO TEMBLADOR PDVSA
Sección de la
Subestación
Estado de los
Interruptores y
Seccionadores
Protecciones
Principales que
se Activan Ante
Fallas Indicadas
Interruptores que
reciben orden de
disparo
Observaciones
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 50 de 68 / Rev. B
A=Abierto
C= Cerrado
Código A C
Bahía Línea 1
(Bahía con el
interruptor de
entrada en
bypass)
H-104,
H-102
X 87-L-Terminal
remoto y local
L1, para fallas en
la línea y 21S (Z1
o Z2) del
interruptor del
terminal opuesto.
Interruptor en el
terminal opuesto
de la línea L-1,
H-205, H-305, H-
405, H-505, H-
130, H-110 y H-
210
Programar lógica que al
estar cerrado el H-102, las
protecciones 87L y 21S del
terminal opuesto, deben
ordenar al disparo de los
interruptores indicados –
Ver Nota
H-105,
H-103,
H-107,
H106.
X 87BBP-TEMB para
fallas en la barra.
Interruptor en el
terminal opuesto
de la línea L-1,
H-205, H-305, H-
405, H-505, H-
130, H-110 y H-
210
Programar lógica que al
estar cerrado el H-102, las
protecciones 87BBP-TEMB,
deben ordenar al disparo de
los interruptores indicados –
Ver Nota
Nota: la misma lógica de programación de disparo de interruptores debe
adoptarse para el bypass de cualquier interruptor de línea, al cerrar los H-202,
302, 402 o 502; no obstante en el caso de estos interruptores la programación
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 51 de 68 / Rev. B
para fallas en la línea, debe hacerse cuando actué el 21P o 21S (Líneas largas; la
línea 1 es una línea corta, por lo cual su protección principal es 87L).
9.2.5. Protección de enlace en 34,5 kV
Los equipos de protección estarán ubicados físicamente en las celdas del
Switchgear en34,5 kV, dentro de un tablero, a instalar en la casa de mando o sala
de control a construir con este proyecto.
El esquema de protección para enlace de barras en 34,5 kV será implementado
mediante un relé de sobrecorriente, trifásico, de fase y neutro con elementos
temporizados (51/51N).
Esta protección debe ser coordinada con las protecciones de los circuitos en 34,5
kV, “aguas abajo”. La protección “Aguas arriba” será coordinada con la protección
de sobrecorriente de fase y neutro del interruptor principal en 34,5 kV. También
deberá contar con la Protección de Falla de Interruptor (50/62-BF).
Además, se deberá tener un relé de supervisión continua del circuito de disparo
del interruptor (74TC).
La función de sobrecorriente de fase y neutro con unidades temporizadas
(51/51N), al operar ordenará lo siguiente:
Apertura del interruptor del circuito de enlace asociado.
Iniciará la protección local de falla de interruptor (50/62-BF).
Alarma.
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 52 de 68 / Rev. B
La característica de los elementos de sobrecorriente temporizados del relé será
de tiempo inverso, con características de acuerdo con la Norma IEC ó de la
Norma ANSI, y se ajustarán según el estudio de coordinación de protecciones.
El relé de sobrecorriente se alimentará desde los transformadores de corriente
ubicado en interruptor de enlace, con relación múltiple, 2000/5 A.
9.2.6. Protección de los circuitos de 34,5 kV
Los equipos de protección estarán ubicados físicamente en las celdas del
Switchgear en 34,5 kV, dentro de un tablero, a instalar en la casa de mando o
sala de control a construir con este proyecto.
El esquema de protección para las salidas en 34,5 kV será implementado
mediante un relé de sobrecorriente, trifásico, de fase y neutro con elementos
temporizados e instantáneos (50/50N, 51/51N).
La protección de los circuitos de 34,5 kV, debe proveer la función de reenganche
automático, trifásico, de un sólo recierre (79). La función de reenganche
automático operará como mínimo de acuerdo a lo que se describe a
continuación: el esquema de protección estará diseñado para permitir un ciclo de
dos disparos trifásicos (Disparo-Reenganche-Disparo a Lock-Out) dentro de un
rango de tiempo de 0 (reenganche instantáneo) a 60 segundos. El relé podrá
suprimir las órdenes de disparo de los elementos instantáneos, de forma que las
fallas sean referidas a las protecciones temporizadas (51), luego del reenganche.
Alternativamente, la secuencia de operación debe poder ajustarse de forma tal
que no se inhiba la operación del instantáneo después del primer reenganche.
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 53 de 68 / Rev. B
Una vez intentado el reenganche, el relé deberá efectuar el bloqueo al cierre del
interruptor. Además, el relé debe proveer la función lógica de bloqueo en caso de
cierre bajo falla (Switch-onto fault logic).
Esta protección constituye la protección primaria de la línea y debe ser
coordinada con las protecciones de los circuitos “aguas abajo”. La protección
“Aguas arriba” será coordinada con la protección de sobrecorriente de fase y
neutro del enlace de barras en 34,5 kV. Las salidas de línea 34,5 kV también
deberán contar con las siguientes funciones de protección: Detección de Baja
Frecuencia y Rata de Cambio en la Frecuencia (81), Detección de Bajo Voltaje
27), Bote de Carga a través de un relé 86 LS, y Protección de Falla de Interruptor
(50/62-BF). Los ajustes de estas protecciones, deben adoptarse según el estudio
de coordinación de protecciones, considerando los bloques de carga a botar, y la
rata de recuperación de frecuencia, para evitar botar una carga mayor a la
requerida.
Además, se deberá tener un relé de supervisión continua del circuito de disparo
del interruptor (74TC).
Las funciones de sobrecorriente de fase y neutro con unidades instantáneas y
temporizadas (50/51 y 50/51N), al operar ordenará lo siguiente:
Apertura del interruptor del circuito de salida asociado.
Iniciará la protección local de falla de interruptor (50/62-BF).
Iniciará la función de recierre (79).
Alarma.
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La característica de los elementos de sobrecorriente temporizados del relé será
de tiempo inverso, con características de acuerdo con la Norma IEC ó de la
Norma ANSI, y se ajustarán según el estudio de coordinación de protecciones.
El relé de sobrecorriente se alimentará desde los transformadores de corriente
ubicado en cada circuito de salida y con relación múltiple, 2500/5.
10. FUNCIONES DE CONTROL
Además de las funciones de protección descritas en la sección anterior, muchas de las
cuales ejercen funciones de control, a continuación se describen en forma general, las
funciones de control particulares que se implementarán en el diseño e implantación de
este proyecto para las subestaciones Jobo Norte y Temblador PDVSA, las cuales se
describen a continuación:
10.1. Control de transformadores
10.1.1. Control automático de tensión
El control automático de la regulación de tensión de cada transformador con
cambiador de tomas bajo carga incluirá los siguientes dispositivos de control:
Un relé principal de regulación de tensión para el control automático del
cambiador de tomas, provisto con ajuste fino de la tensión secundaria.
Un compensador ajustable de caída de línea sensible a variaciones del factor
de potencia.
Una protección de baja tensión para prevenir falsa operación del relé.
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GERENCIA DE INFRAESTRUCTURA Y PROCESOS DE SUPERFICIEDISTRITO MORICHAL
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PROYECTO: ADECUACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS JOBO NORTE Y TEMBLADORFASE: DEFINIR / INGENIERÍA BÁSICASUPERINTENDENCIA: INGENIERÍADOCUMENTO: FILOSOFÍA DE OPERACIÓN Y CONTROL DEL SISTEMAELÉCTRICO
DOCUMENTO NºE0938-53114-BE12601
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DISCIPLINA: ELECTRICIDAD FECHA 05-08-12
Nº PROYECTO: E0938 Pág. 55 de 68 / Rev. B
El relé deberá tener una característica de variación de tensión ajustable
versus tiempo de operación, de tipo inverso.
Un interruptor selector de transferencia manual-automático.
Un interruptor selector de transferencia "local-remoto".
Un sistema de señalización de alarmas, consistente en un conjunto de relés
de reposición manual con indicación visible de operación.
Un voltímetro para medir la tensión regulada.
Un conjunto de terminales de prueba de tensión y corriente.
10.1.2. Control automático de marcha en paralelo
El equipo tiene las facilidades para el control de hasta dos (2) transformadores en
paralelo, el cual se debe habilitar. En adición al control establecido anteriormente,
los siguientes métodos u opciones de control de marcha en paralelo, serán
activados:
Remoto automático independiente.
Remoto o local no automático.
Remoto automático independiente para cada transformador.
10.2. Niveles de control
Como parte importante de las funciones de control, muy relacionadas con las
operaciones o filosofía de operación, se describen a continuación los niveles
jerárquicos que definen la estructura de control:
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Nº PROYECTO: E0938 Pág. 56 de 68 / Rev. B
Nivel 0: Panel de control local de los equipos de alta tensión (115 kV),
ubicados en patio o bahías de 115 kV, y tableros de servicios auxiliares de
C.A., y C.C., ubicados en la sala de control en la casa de mando.
Nivel 1: Paneles de control y de protección de los equipos de alta tensión
(115 kV), ubicados en la sala de control (área de equipos de 115 kV),
equipos de media tensión (34,5 kV), ubicados en el área de celdas de media
tensión (34,5 kV), y paneles de control de equipos del sistema de servicios
auxiliares de C.A., y C.C., ubicados en la sala de control en la casa de
mando.
Nivel 2: Estaciones de operación (IHM), y equipos auxiliares de
administración de datos ubicados en la sala de control de la casa de mando.
En este nivel se realizaran tareas de supervisión, maniobras y control por
parte de operadores, incluyendo las tareas de ingeniería por parte del
personal técnico.
Nivel 3: Despacho de carga centralizado de oriente PDVSA, ubicado en San
Tomé.
La filosofía implícita en esta estructura jerárquica, implica que si un nivel
jerárquico está habilitado para operación local, los niveles superiores estarán
bloqueados para ello. De esta forma y como un ejemplo, si el nivel “0” está
habilitado para operación local, los niveles 1, 2 y 3, estarán bloqueados para
operar.
11. FUNCIONES DE COMUNICACION
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La filosofía de operación del sistema SCADA a utilizar en la Subestación será
especificado por PDVSA. Estará ubicado en la sala de control y recopilará la información
de los controladores numéricos.
El Sistema SCADA será un sistema de control redundante, con HMI y despliegues con
servidores redundantes, sincronizado con reloj satelital.
La transmisión de los datos a la sala de control de las subestaciones Jobo Norte y
Temblador PDVSA y de manera remota al COMD (Morichal) y Despacho de carga (San
Tomé) será directamente a través del control numérico de cada una de las casas de
mando.
Ante el daño o cualquier falla del Gateway principal (equipo que permite la comunicación
entre las redes interna y externas que usan diferentes protocolos y capta información
histórica de mediciones, eventos, fallas, y operaciones), deberá activarse
automáticamente su respaldo sin detrimento de las comunicaciones.
La interfaz hombre máquina deberá contener histórico de alarmas, eventos, y
despliegues.
El tiempo de señales procesadas en el SCADA no deberá ser mayor de 3 segundos.
Se debe tener o incluir un 10% de reserva por cada grupo/tipo de las señales de entrada
y salidas cableadas hasta los bornes de repartición.
El sistema de control deberá poder expandirse con sistemas de control de otros
fabricantes.
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La programación del control numérico deberá cubrir la totalidad de Salidas y Posiciones
en 115 kV y de las celdas de 34,5 kV, incluyendo ampliaciones futuras, la alimentación
debe estar respaldada por los servidos auxiliares de la subestación.
Según información de PDVSA, como equipo principal para el enlace entre cada
subestación y la red externa, se usara el Gateway General Electric D400.
La sala de control contendrá toda la interfaz humano-máquina (monitores e impresoras)
así como computadores de operación e ingeniería. Deberá preverse en caso de falla del
computador de operaciones, el computador de ingeniería deberá funcionar como
respaldo para llevar a cabo las funciones de operación.
La comunicación entre los controladores y los equipos de campo será a través de una
red LAN vía Fibra Óptica Redundante, utilizando el protocolo IEC 61850. Los equipos de
control y protección seleccionados por PDVSA manejan los protocolos IEC 61850 y DNP
3.0
Los equipos de protección, medición, control y monitoreo deben poseer comunicación
remota con su respectivo Software Propietario, aparte del protocolo utilizado para la
comunicación con el SCADA en el módulo de ingeniería.
La tele protección deberá disponer de dos medios redundantes de comunicación con
tecnologías diferentes. En caso de líneas cortas y medias será a través de Fibra Óptica
conmutada con Microondas (digital) en caso de falla. En caso de líneas largas será a
través de Onda Portadora conmutada con Microondas (digital) en caso de falla.
12. OPERACIONES ESPECIFICAS
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Como parte de las operaciones específicas, se incluirá la descripción o secuencia de
todas las operaciones que requieren la aplicación de los criterios y de la filosofía de
operaciones incluida en las secciones anteriores, que sean requeridas para la
implementación de los esquemas o diagramas funcionales. Para la identificación y
referencia de seccionadores e interruptores, ver los documentos:
E0938-53124-BE21601 Diagrama Unifilar General (Subestación Jobo Norte).
E0938-53134-BE21601 Diagrama Unifilar General (Subestación Temblador
PDVSA).
Además, de lo aquí incluido como filosofía, para la selección de los enclavamientos y el
diseño de los diagramas funcionales, se deben considerar los criterios indicados en la
norma CADAFE NS-P-280-91, donde están incluidos esquemas típicos de
enclavamiento.
12.1. Energización de Barras (Conexión de línea a barras)
Para la energización de cualquiera de las barras o conexión de cualquier línea a
barras, se debe disponer de servicios auxiliares en la subestación, y todos los
sistemas de control, protección y comunicaciones deben estar disponibles. Para
hacer factible la energización desde cero, los relé de sincronización (25 A) deben
haber sido programados para conexión de línea energizada a barra
desenergizada. Partiendo de esta base, los pasos o secuencia de operación de
los equipos de mando principales es la siguiente (Se tomara como ejemplo la
energización de la barra principal por medio de la Línea 1 de la subestación Jobo
norte).
Estado inicial: Línea 1 desenergizada en el terminal opuesto a esta subestación y
los interruptores H-105, H-205, H-305, H-405, H-130, H-110 y H-210 Abiertos.
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Todos los seccionadores asociados o no a estos interruptores abiertos. Todas las
cuchillas de puesta a tierra de las barras abiertas (La cuchilla de puesta a tierra
de la barra principal H-121, al estar cerrada debe tener señalización de control
que impida el cierre y que mantenga el disparo enclavado de cualquier interruptor
que pueda energizar la barra principal y la cuchilla de puesta a tierra de la barra
de transferencia H-161, debe tener señalización de control que impida el cierre y
que mantenga el disparo enclavado de cualquier interruptor que pueda energizar
la barra de transferencia).
Primer paso: Abrir y verificar que el seccionador de puesta a tierra H-101, este
abierto. Este seccionador está enclavado mecánicamente con el seccionador H-
103. Al abrir el H-101, el H-103 queda liberado para cerrar.
Segundo paso: Cerrar los seccionadores H-103. Este seccionador no podrá
cerrar si el interruptor H-105 está cerrado.
Tercer paso: Cerrar Seccionador H-107. Este seccionador no podrá cerrar si el
interruptor H-105 está cerrado.
Cuarto Paso: Cerrar seccionador H-104 o H-106. Estos seccionadores no podrán
cerrar si el interruptor H-105 está cerrado.
Quinto paso: Cerrar línea 1 en la subestación del terminal opuesto- Esta línea no
podrá ser energizada, si el seccionador H-103, está abierto. Al estar cerrado el
seccionador H-103, garantiza que el seccionador de tierra de la línea H-101 esta
abierto.
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Sexto paso: Cerrar el interruptor H-105 (Intentar cerrar este interruptor antes de
cerrar los seccionadores indicados en pasos anteriores está impedido por los
enclavamientos).
Nota: estos pasos son similares para la energización de la barra de transferencia,
o para la conexión de cualquier otra línea (líneas 2, 3 y 4), solo cambian los
correspondientes equipos de maniobra asociados a la barra de transferencia o a
la línea que se vaya a conectar.
12.2. Energización del Transformador 1
En este caso el interruptor del secundario del transformador está abierto, además
considerando como punto de partida o estado inicial que la barra principal o la
barra de transferencia está energizada, y la cuchilla de puesta a tierra H-111,
está cerrada, los pasos o secuencia de operación de los equipos de mando
principales es la siguiente:
Primer paso: Abrir el seccionador de puesta a tierra H-111, y verificar que este
abierto. Este seccionador está enclavado mecánicamente con el seccionador H-
113. Al abrir el H-111, el H-113 queda liberado para cerrar.
Segundo paso: Cerrar el seccionador H-113. Este seccionador no podrá cerrar si
el interruptor H-110 está cerrado.
Tercer paso: Cerrar Seccionador H-114 o H-116. El primero de estos
seccionadores no podrá cerrar si el interruptor H-110 está cerrado; no obstante
una vez cerrado el primer seccionador, el segundo seccionador puede cerrarse
estando cerrado el H-110.
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Cuarto Paso: Cerrar el interruptor H-110 (Intentar cerrar este interruptor antes de
cerrar los seccionadores indicados en pasos anteriores está impedido por los
enclavamientos).
Nota: estos pasos son similares para la energización del transformador 2, solo
cambia la identificación de los equipos de maniobra asociados al transformador 2.
12.3. Energización de la Barra de Transferencia
En este caso la barra principal esta energizada, y la cuchilla de puesta a tierra de
la barra principal está abierta (Esta barra esta energizada), por lo cual el
seccionador H-134 está habilitado para cerrar y la cuchilla de puesta a tierra de
la barra de transferencia H-161 está cerrada, los pasos o secuencia de operación
de los equipos de mando principales es la siguiente:
Primer paso: Cerrar el seccionador H-134
Segundo paso: Abrir seccionador o cuchilla de puesta a tierra de la barra de
transferencia H-161, y verificar que este abierto. Este seccionador está enclavado
mecánicamente con el seccionador H-136. Al abrir el H-161, el H-136 queda
liberado para cerrar.
Tercer paso: Cerrar el seccionador H-136 (Este seccionador no podrá cerrar si el
interruptor H-130 está cerrado).
Cuarto paso: Cerrar interruptor H-130 (Intentar cerrar este interruptor antes de
cerrar los seccionadores H-134 y H-136 está impedido por los enclavamientos).
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12.4. Sacar de Servicio la Barra Principal
Para sacar de servicio la barra principal, es necesario pasar toda la carga
(transformadores 1 y 2) a la barra de transferencia y todas las líneas a la barra de
transferencia; para luego si desenergizar la barra principal. En este caso la barra
principal esta energizada por lo menos por dos líneas para no impactar carga
(Puede estar energizada por más de dos líneas), que pueden ser las líneas 1 y 2,
la barra de transferencia esta acoplada y los transformadores 1 y 2, están
alimentados desde la barra principal, y sus salidas en 34,5 kV están normal
alimentando las dos entradas del CDP en 34,5 kV; por lo cual los pasos o
secuencia de operación de los equipos de mando principales es la siguiente:
12.4.1. Transferir carga de la barra principal a la barra de transferencia
El procedimiento será descrito para el transformador 1; pero aplica igual para el
transformador 2, solo se requiere cambiar los números de interruptores y
seccionadores que corresponden al transformador 2.
Primer paso: Cerrar el seccionador H-116 (Solo cierra si el interruptor H-110 y a
su vez el H-114 están cerrados)
Segundo paso: Abrir el seccionador H114. El tiempo que permanezca este
seccionador cerrado en forma simultánea con el seccionador H-116, impide
selectividad en las protecciones diferenciales de barra, por lo cual se debe
minimizar. Se debe activar una alarma durante el tiempo que estén
simultáneamente cerrados los dos seccionadores. El cierre del seccionador
H-116 dará inicio en forma automática a la apertura del seccionador H-114.
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Igual procedimiento se puede aplicar para el transformar 2. En el caso de la
subestación Temblador PDVSA, este procedimiento también aplica para los
alimentadores de los Bancos de capacitores.
12.4.2. Transferir línea de la barra principal a la barra de transferencia
Primer paso: Cerrar el seccionador H-106 (Solo cierra si el interruptor H-105 y a
su vez el H-104 están cerrados)
Segundo paso: Abrir el seccionador H104. El tiempo que permanezca este
seccionador cerrado en forma simultánea con el seccionador H-106, impide
selectividad en las protecciones diferenciales de barra, por lo cual se debe
minimizar. Se debe activar una alarma durante el tiempo que estén
simultáneamente cerrados los dos seccionadores. El cierre del seccionador
H-106 dará inicio en forma automática a la apertura del seccionador H-104.
Una vez cumplida esta última operación la línea 1 queda transferida a la barra de
transferencia; similar procedimiento se usara para transferir las demás líneas,
solo se tiene que cambiar la nomenclatura correspondiente a las líneas que se
estén transfiriendo, una vez transferidas todas las líneas y las cargas, se puede
proceder a desenergizar la barra principal.
12.4.3. Sacar de servicio la barra principal
Esta operación normalmente requerida para mantenimiento de la barra, una vez
transferidas las cargas y las líneas de llegada a la barra de transferencia, se debe
proceder de la siguiente forma:
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Primer paso: Abrir el interruptor de enlace entre las barras principal y de
transferencia, interruptor H-130.
Segundo paso: Abrir seccionador H-134. (Abre si el interruptor H-130 está
abierto)
Tercer paso: Verificar que todos los seccionadores asociados a la barra principal
(H-104, H-204, H-304, H-404, H-504, 144, 244, 114 y 214), estén abiertos.
Requiere un enclavamiento entre todos los seccionadores mencionados y la
cuchilla de puesta a tierra H-121.
Cuarto Paso: Cerrar cuchilla de puesta a tierra H-121
Una vez cumplida esta última operación la barra principal queda desenergizada y
puesta a tierra.
12.5. Sacar de Servicio Interruptores de Línea (Salida de línea prevista con
interruptor de Bypass) en la Subestación Temblador PDVSA
Aunque las operaciones anteriores se desarrollaron tomando como ejemplo la
subestación Jobo Norte, los mismos aplican para la subestación Temblador
PDVSA; no obstante como la subestación Jobo Norte no tiene seccionador de
Bypass para los interruptores de llegada de línea, a continuación se presenta la
secuencia de operación para sacar un interruptor de salida de línea y dejar la
línea en servicio por el seccionador de Bypass. El punto de partida será que la
línea esta energizada en condiciones normales a la barra principal. La
descripción del procedimiento se hará para la línea # 1; pero aplica a cualquier
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línea por igual, solo cambian los códigos de los equipos de maniobra
correspondientes.
Primer paso: Cerrar seccionador H-102 (Solo cierra si el interruptor H-105 y a su
vez los seccionadores H-103 y H-107 están cerrados)
Segundo paso: Abrir el interruptor H-105 (Solo abre si los seccionadores H-103 y
H-107 están cerrados.
Tercer paso: Abrir el seccionador H-107 (Solo abre si el interruptor H-105 está
abierto).
Cuarto Paso: Abrir el seccionador H-103 (Solo abre si el interruptor H-105 está
abierto.
Una vez cumplida esta última operación se puede intervenir el interruptor H-105.
12.6. Operaciones con los Bancos de Capacitores
Además de los criterios indicados en la sección de protecciones de los
capacitores, es importante destacar algunos aspectos de la operación de los
capacitores.
La re energización de los capacitores, debe ser controlada y debe retardarse 5
min. para permitir la descarga de los capacitores, a niveles de voltaje que no
causen problemas operacionales (Ver IEEE 1036-1992).. Este retardo se puede
lograr mediante un permisivo, en el tablero de control. Además de este retardo,
partiendo de la base que la subestación está en condiciones normales y la barra
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principal esta energizada, la secuencia de operaciones para energizar los bancos
de capacitores se incluye a continuación:
En este caso el interruptor del secundario del transformador está abierto, además
considerando como punto de partida o estado inicial que la barra principal o la
barra de transferencia está energizada, y la cuchilla de puesta a tierra H-111,
está cerrada, los pasos o secuencia de operación de los equipos de mando
principales es la siguiente:
Primer paso: Abrir el seccionador de puesta a tierra H-151, y verificar que este
abierto. Este seccionador está enclavado mecánicamente con el seccionador H-
153. Al abrir el H-151, el H-153 queda liberado para cerrar.
Segundo paso: Cerrar el seccionador H-153. Este seccionador no podrá cerrar si
el interruptor H-150 está cerrado.
Tercer paso: Cerrar Seccionador H-144 o H-146. El primero de estos
seccionadores no podrá cerrar si el interruptor H-150 está cerrado; no obstante
una vez cerrado el primer seccionador, el segundo seccionador puede cerrarse
estando cerrado el H-150.
Cuarto Paso: Cerrar el interruptor H-150 (Intentar cerrar este interruptor antes de
cerrar los seccionadores indicados en pasos anteriores está impedido por los
enclavamientos). Tampoco podrá cerrar si no han transcurrido por lo menos cinco
(5) min. desde su última desconexión (Ver IEEE 1036-1992).
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Nota: estos pasos son similares para la energización del banco de capacitores 2,
solo cambia la identificación de los equipos de maniobra asociados al banco de
capacitores 2.
Para las operaciones de desconexión, el proceso es inverso y la secuencia es
como se indica a continuación:
Primer paso: Abrir interruptor H-150
Segundo paso: Abrir seccionador H-144 o 146 (El seccionador que corresponda
no podrá abrirse si el interruptor H-150 está cerrado)
Tercer paso: Abrir seccionador H-153 (El seccionador H-153 no podrá abrirse si
el interruptor H-150 está cerrado)
Cuarto paso: Cerrar cuchilla de puesta H-151 (En línea con el tiempo de 5 min.
requerido para la descarga a niveles de operación aceptables, esperar por lo
menos 5min. para esta operación).
E093853114BE12601