Download Informe - Escuela de Ingeniería Eléctrica

Universidad de Costa Rica
Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Eléctrica
IE – 0502 Proyecto Eléctrico
Desarrollo de un procedimiento de Pruebas de
Aceptación en Fábrica (FAT, por sus siglas en
inglés) para tableros de control en subestaciones de
mediana y alta tensión aplicado a la subestación
Papagayo
Por:
Diego G. Quirós Ramos
Ciudad Universitaria Rodrigo Facio
Julio del 2008
Desarrollo de un procedimiento de Pruebas de Aceptación
en Fábrica (FAT, por sus siglas en inglés) para tableros de
control en subestaciones de mediana y alta Tensión basado en la
subestación Papagayo
Por:
Diego Giovanni Quirós Ramos
Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica
de la Facultad de Ingeniería
de la Universidad de Costa Rica
como requisito parcial para optar por el grado de:
BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
Aprobado por el Tribunal:
_________________________________
Ing. Max Ruiz Sánchez
Profesor Guía
_________________________________
_________________________________
Ing. Christian Ferraro Solhein
Ing. Msc. Jorge Ferraro
Lector
Lector
II
DEDICATORIA
A quienes no dudaron en depositar toda su confianza en mi…
A quienes me formaron para que sea quien soy…
A quienes siempre estuvieron dándome su apoyo aunque no estuvieran cerca…
A quienes me dieron el valor de la responsabilidad…
A quienes siempre me esperaban en casa…
A quienes me dieron el don de la VIDA…
MIS PADRES:
Manuel Quirós Segura
y
Teresa Ramos Matamoros
III
AGRADECIMIE1TOS
A Dios ante todas las cosas, a él que me dio mi profesión.
A mis hermanos, que me dieron su apoyo de muchas formas.
A la empresa CFS Sistemas S.A. que me abrió las puertas para el desarrollo del
proyecto.
A mis lectores: Christian Ferraro y Jorge Ferraro, por su valioso tiempo.
A mi profesor guía Max Ruiz por su ayuda y comprensión.
Y a todas esos compañeros y amigos que estuvieron cerca tanto en Liberia como en
San Pedro, que ahora son parte de mi vida.
GRACIAS
IV
Í1DICE GE1ERAL
Por: ...................................................................................................................... I
DEDICATORIA ....................................................................................................... III
AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... IV
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................ IX
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................. XI
NOMENCLATURA ............................................................................................... XII
RESUMEN............................................................................................................. XIII
CAPÍTULO 1: Introducción ....................................................................................... 1
1.1
Objetivos ....................................................................................................... 3
1.1.1 Objetivo general ...................................................................................... 3
1.1.2 Objetivos específicos ............................................................................... 3
CAPITULO 2: Desarrollo Teórico ............................................................................. 5
2.1
Subestación eléctrica (SE)............................................................................. 5
2.2
Esquemas de barras en subestaciones: Barra doble con interruptor y medio
por circuito 6
2.3
Equipos de Control ..................................................................................... 11
2.3.1 INTERRUPTOR DE POTENCIA ........................................................ 11
2.3.2 SECCIONADORAS ............................................................................. 13
Seccionadora de línea: .................................................................................. 13
Seccionadora de barra: .................................................................................. 14
Seccionadora de derivación .......................................................................... 14
Seccionadora de puesta a tierra ..................................................................... 14
Seccionadora Media ...................................................................................... 15
Seccionadoras de Enlace de barras ............................................................... 15
V
2.3.3 CAMBIADORES DE DERIBACIONES DE TRANSFORMADORES
15
2.3.4 UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA (UCB) ................................ 16
2.3.4.1 Funciones de una Bahía 6MD66 (High-Voltage Bay Control Unit):
17
2.3.5 UNIDAD CENTRAL DE PROCESAMIENTO ................................... 18
2.3.6 Estación de Operación Local (EOL) ..................................................... 19
2.3.6 Servidor de Base de Datos de la Subestación (SBDS) .......................... 20
2.3.7 Panel de Información (PI) ..................................................................... 20
2.4
TABLERO .................................................................................................. 21
2.5
NIVELES DE OPERACIÓN ...................................................................... 22
2.6
JERARQUÍA DE MANDO ........................................................................ 22
2.7
ENCLAVAMIENTOS ................................................................................ 23
2.7.1 Enclavamiento mecánico ....................................................................... 24
2.7.2 Enclavamiento eléctrico ........................................................................ 24
2.7.3 Enclavamiento por software .................................................................. 24
2.8
SINCRONIZACIÓN ................................................................................... 26
CAPÍTULO 3: Características del Sistema de Control ............................................. 29
3.1
EQUIPO FISICO: ....................................................................................... 29
3.2
SEÑALES ................................................................................................... 29
3.2.1 Mandos .................................................................................................. 30
3.2.2 Indicaciones ........................................................................................... 31
3.2.3 Alarmas ................................................................................................. 32
3.2.3.4 Tipos de alarmas por módulo para esquema de doble barra con
interruptor y medio por circuito ................................................................................ 33
3.2.4 Enclavamientos ..................................................................................... 35
3.2.4.1 Enclavamientos para la bahía de Línea de Transmisión ................ 35
3.2.4.2 Enclavamientos para una bahía de Transformador ........................... 37
VI
3.2.4.1 Enclavamientos para una sección media ........................................... 37
3.2.5 Mediciones ............................................................................................ 38
3.2.6 Disparos ................................................................................................. 39
3.3
SOFTWARE ............................................................................................... 39
3.3.1 Los IED`s .............................................................................................. 40
3.3.2 Unidad Central ...................................................................................... 42
3.3.2.1 Accesos de alarma (alarm loggin): ................................................. 43
3.3.2.2 Accesos de Estados (Tag Logging) ................................................ 44
3.3.2.3 Manejo de estado o variables (Tag managgement): ....................... 44
3.3.2.4 Interfaces Humano Máquina .................................................................. 44
CAPÍTULO 4: Desarrollo del Protocolo .................................................................. 49
4.1
Enfoque del protocolo ................................................................................. 49
4.2
Partes del protocolo ..................................................................................... 49
4.2.1 Formalidades ......................................................................................... 50
4.2.2 Aspectos Constructivos ......................................................................... 50
4.2.3 Prueba de señales................................................................................... 53
4.2.3.1 Indicación de seccionadoras manuales del módulo ........................ 54
4.2.3.2 Comprobación de mandos bloqueos e indicación .......................... 54
4.2.3.3 Comprobación de Alarmas ............................................................. 57
4.2.3.4 Comprobación de mediciones ........................................................ 58
4.2.4 Enclavamientos ..................................................................................... 59
4.2.5 Sincronización ....................................................................................... 64
4.2.5.1 Valores Fuera de Rango ................................................................. 64
4.2.5.2 Valores dentro del rango de sincronización ................................... 65
CAPITULO 5: Conclusiones y recomendaciones .................................................... 67
BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................... 69
APENDICE: .............................................................................................................. 70
VII
A
Protocolo de pruebas FAT, tableros de control. ST PAPAGAYO ................. 71
ANEXOS: ................................................................................................................. 72
A
Planos de las lógicas de enclavamientos. ST Papagayo ................................. 73
B Planos de equipo de control. ST Papagayo ........................................................ 74
VIII
Í1DICE DE FIGURAS
Figura 2. 1: Configuración de doble barra con interruptor y medio por circuito ........ 7
Figura 2. 2: Esquema de la protección 87B, para la configuración de doble barra con
interruptor y medio por circuito. ............................................................................................. 8
Figura 2. 3: Protecciones varias para esquema de interruptor y medio por circuito. .. 9
Figura 2. 4: Diagrama Unifilar de la subestación Papagayo. Fuente: Documentación
del proyecto ........................................................................................................................... 10
Figura 2. 5: Interruptor con ruptura tripolar del arco y accionamiento tripolar.
Fuente: Gira a la subestación Arenal. II-2007 ...................................................................... 12
Figura 2. 6: Interruptor con ruptura monopolar del arco y accionamiento tripolar.
Fuente: Gira a la subestación Arenal. II-2007 ...................................................................... 12
Figura 2. 7: seccionadora de línea con apertura horizontal. Fuente: Gira a la
subestación Arenal. II-2007 .................................................................................................. 14
Figura 2.8: TAPCON 260® ...................................................................................... 16
Figura 2. 9: Bahía de Control 6MD6621. SIEMENS ............................................... 18
Figura 2. 10: Unidad Central: Station Unit ............................................................... 19
Figura 2. 11: Vista frontal de los tableros de control. Gira ST. Cóbano ................... 21
Figura 2. 12: Vista posterior de un tablero de control. Gira a ST Cobano ............... 22
Figura 2. 13: Diagrama de enclavamiento para el interruptor de línea de la
subestación Papagayo. Fuente: Documentación del proyecto. ............................................. 25
Figura 2. 14: Fragmento de plano del enclavamiento de una cuchilla. Fuente: Planos
Subestación Papagayo. .......................................................................................................... 26
Figura 3. 1 Plano de indicaciones de una bahía de línea........................................... 32
Figura 3. 2: Bahía de Línea ....................................................................................... 36
Figura 3. 3: Bahía de transformador ......................................................................... 37
Figura 3. 4: Sección media ........................................................................................ 38
Figura 3. 5: Topología del sistema de control. Fuente: Documentación del Proyecto
.............................................................................................................................................. 39
Figura 3. 6: Vista general del DIGSI® ..................................................................... 41
Figura 3. 7: Display de control y de visualización de una UCB ............................... 42
IX
Figura 3. 8: Vista de la ventana de direccionamiento del PAS ................................. 43
Figura 3. 9: Vista general de la subestación Papagayo ............................................. 45
Figura 3. 10: Detalle de diámetro de la subestación Papagayo ................................. 46
Figura 3. 11: Detalle de Trafos. Subestación Papagayo. .......................................... 47
Figura 3. 12: Lista de eventos de la subestación Papagayo ...................................... 48
Figura 4. 1: Vista de la sección a.1 del artículo 1. Protocolo para la ST PAP .......... 51
Figura 4. 2: Pagina 1, sección b, prueba de señales. Protocolo ST PAP .................. 53
Figura 4. 3: Enclavamientos del interruptor (152L). ST PAP .................................. 60
Figura 4. 4: Diagrama lógico para la seccionadora 189L-3. ST PAP ....................... 63
X
Í1DICE DE TABLAS
Tabla 2. 1: Parámetros de sincronización de Fábrica para una bahía de control
con esta función. .................................................................................................................. 27
Tabla 4. 1: Prueba de indicaciones. Protocolo ST PAP ............................................ 54
Tabla 4. 2: Comprobación de mandos para el interruptor......................................... 55
Tabla 4. 3: Mandos de control de tensión Manual/Automático. Protocolo ST PAP 57
Tabla 4. 4: Prueba de Alarmas. Protocolo ST PAP .................................................. 58
Tabla 4. 5: Comprobación de mediciones. Protocolo ST PAP ................................. 59
Tabla 4. 6: Comprobación de enclavamientos para el Interruptor 152L .................. 62
Tabla 4. 7: Comprobación de enclavamientos para la cuchilla de línea 189L-3 ...... 63
Tabla 4. 8: Comprobación del rango de sincronización. Protocolo ST PAP ............ 65
Tabla 4. 9: Prueba para valores dentro del rango de sincronización. Protocolo ST
PAP ....................................................................................................................................... 66
XI
1OME1CLATURA
SE
Subestación Eléctrica
ST
Subestación de transmisión
KV
Kilo Volt
TP
Trasformador de Potencial
TC
Transformador de Corriente
OPLAT
SF6
Onda Portadora en Líneas de Alta Tensión
Hexaflururo de Azufre
UCB Unidad de Control de Bahía
UCL Unidad de
EOL
Estación de Operación Local de la subestación
UCS
Unidad de Control de la Subestación
SBDS Servidor de Base de Datos de la Subestación
PI
Panel de Información
CCR Centro de Control Remoto
IHM
Interfase Humano-Maquina
PC
Computadora personal
UCS
Unidad de Control de Subestación
CFC
Continuos Funtion Chart
Trafo Transformador
ST
Subestación
BI
Binary Input
BO
Binary Output
PAP
Papagayo
LT
Línea de Transmisión
LIB
Liberia
NCL Nuevo Colón
XII
RESUME1
Una subestación eléctrica es un elemento indispensable para que la energía que se
genera en las centrales hidroeléctricas, eólicas o del tipo que sea, llegue hasta el
consumidor final, Su función es tomar la energía y distribuirla en las diferentes líneas de
transmisión que se dirigen a los distintos puntos de carga.
Para lograr esta distribución existen elementos que interrumpen o permiten el paso
de la energía que son controlados por equipos automatizados que se ubican en tableros.
Para garantizar que estos tableros y sus equipos fueron construidos y diseñados de
forma correcta se debe desarrollar un protocolo de pruebas en fábrica que permita evaluar
todas las partes de manera integral, incluso la parametrización de los equipos de control.
En este proyecto se dan todas las herramientas teóricas para el desarrollo del
protocolo, luego se da una introducción a la configuración del sistema de control por
probar, esto porque para evaluar algo se deben conocer sus flaquezas y virtudes y así, dar
énfasis a los puntos débiles. Una vez entendido el sistema se justifica y describe cada parte
del protocolo que se desarrolló.
Se tuvo la ventaja de aplicar un protocolo similar para otra subestación del proyecto,
con lo que se identificaron puntos en donde se podía mejorar el mismo.
Se concluye que para desarrollar unas pruebas de esta magnitud alcanzando los
objetivos propuestos, se necesita de mucha coordinación, espacio y disponibilidad de las
herramientas necesarias para agilizar el proceso, porque de lo contrario se afecta el factor
tiempo que es crítico en el desarrollo de un proyecto. Si bien es cierto el protocolo es una
herramienta valiosa para lograr un sistema de control robusto, sin estas variables el
protocolo no dará el resultado esperado.
XIII
CAPÍTULO 1: Introducción
La demanda de energía que se tiene en el mundo aumenta día a día, todo nuevo
proceso está basado en la disponibilidad de algún combustible o de energía eléctrica.
Existen industrias para las cuales media hora sin servicio equivale al paro de la producción
y con ello pérdidas exorbitantes en las ganancias, pero no solo las industrias dependen de la
electricidad, toda persona en un país de cierta estabilidad económica está tan acostumbrada
al uso diario de la electricidad, que ni siquiera se da cuenta de ello, es hasta que falta el
fluido eléctrico cuando se da percibe la magnitud de la dependencia que se tiene.
Con todo esto, las empresas eléctricas están buscando día a día las formas más
eficientes de generación y trasiego de energía para garantizar continuidad, disponibilidad,
confiabilidad y calidad del servicio. Una muestra de esto son los avances en el control y la
protección de subestaciones, ya que la subestación es clave para el complimiento de estas
consignas. Las tecnologías actuales de control de subestaciones han llegado a niveles
impresionantes en la capacidad de integración a un solo sistema, que en paralelo a un
esquema de subestación adecuado dan seguridad en cuanto a continuidad del servicio se
refiere.
Pero un sistema de control robusto abarca muchas variables y todas deben estar
ajustadas correctamente, ya que una sola puede causar el colapso del sistema eléctrico,
dependiendo de la criticidad de la subestación. La mejor manera de identificar errores es
someter la subestación a diferentes pruebas y mejor aún si cada una de las partes se prueba
por separado antes de ser integrada al sistema y ser probada dentro de éste.
Cuando se desarrolla un proyecto, se adquiere o se fabrica un artículo, la
principal interrogante es si éste va a cumplir con las expectativas de funcionamiento y
operación que la aplicación en donde se va a utilizar, necesite.
Si el caso es la compra de un equipo que ya se encuentra en el mercado, se supone
que previamente se ha definido si las características que tiene éste son las que corresponden
a la aplicación que se requiere, se asume, además, que el fabricante ya ha corroborado que
la información que se brinda al comprador corresponde efectivamente al equipo que está
adquiriendo, esto se garantiza generalmente con un periodo en que si el equipo falla,
1
mientras trabaja en condiciones normales, la empresa responde asumiendo los gastos de la
reparación o la sustitución, si fuera el caso.
Para la adquisición de un equipo exclusivo, el cliente debe definir las
especificaciones que se requieren. Generalmente este tipo de pedidos se hacen por la
necesidad de una aplicación propia del cliente, es por lo tanto indispensable que el producto
final cumpla cada una de las propiedades descritas, lo que se vuelve crítico por el hecho de
que es algo generalmente innovador, muy diferente a una producción en serie donde se han
“limpiado” los problemas constructivos e incluso de operación. Para evitar pérdidas
económicas para ambas partes y garantizar al cliente que el producto que se le está
suministrando es el que él requiere, nacen las Pruebas de Aceptación en Fábrica (FAT, por
sus siglas en inglés) y las Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT, por sus siglas en inglés).
Estas dos etapas de pruebas se hacen necesarias en proyectos donde el producto final va
cumplir funciones que ameritan alta disponibilidad y un correcto desempeño operacional,
donde los fallos se deben evitar al máximo. Con las pruebas FAT, se verifica que las
características constructivas corresponden a las especificadas y se tiene la ventaja de que el
equipo puede ser intervenido para efectos de cualquier cambio que pueda salir, por otro
lado se tienen las pruebas SAT donde se comprueba el comportamiento en el sitio donde va
a instalar el equipo.
Una Subestación eléctrica es un elemento del sistema de potencia que se vuelve
indispensable para el trasiego de energía. Como obra comercial tiene un gran valor y una
vez que inicia su operación se espera que ésta sea lo más continua posible, por esta razón
generalmente se justifica que a cada uno de los equipos que la componen se le apliquen
tanto las pruebas FAT como SAT, aunado a la complejidad que tiene toda la subestación en
conjunto.
Las Subestaciones Eléctricas, cada día cuentan con sistemas de control más
especializados e integrales, uno de los principales elementos de un sistema de control son
las Unidades de Control de Bahía (UCB). Estas unidades se sitúan en el Bunker de la
subestación, en estructuras metálicas llamadas tableros, éstos son un elemento clave si no
indispensable en un sistema de control moderno de subestaciones. Cuando se llega a la
puesta en marcha de la subestación, contar con tableros y sus equipos internos cumpliendo
con la construcción y funcionalidad adecuada, son indispensables. Todo esto es posible,
2
siempre y cuando se haya implementado pruebas en fábrica que logren evaluar todos los
parámetros que definen los tableros de control.
Hasta el momento, ha sido difícil implementar pruebas que cumplan con lo anterior,
generalmente el alcance de éstas no es más que físico: la verificación del cableado interno,
el estado de los tableros y el correcto funcionamiento del equipo. Con este tipo de pruebas
se deja de lado el aspecto funcional de la parametrización que se les dé a los equipos. Si
esto se le asigna a las pruebas en sitio, solamente se está agregando un punto de falla más a
cada operación y se agranda el rango de posibilidades, sin tomar en cuenta el ambiente de
presión en que se está al desarrollar estas pruebas que no se compara con el que se puede
tener en fábrica. Es más eficiente para cualquier proceso verificar en la medida de lo
posible cada elemento independientemente; y luego a la hora de integrarlos y formar el
todo, que en este caso es la subestación, se reduzca el rango de posibilidades únicamente a
errores producidos por la integración del sistema.
El objetivo de estas pruebas en fábrica, es lograr por medio de un protocolo, hacer
una simulación del sistema de control de la subestación, con los componentes que se tengan
en fábrica y poder filtrar todo lo que esté al alcance. Esto se justifica en las prácticas
innovadoras de control que representan un reto para los desarrolladores de proyectos de
subestaciones.
1.1
Objetivos
1.1.1 Objetivo general
Crear un una guía para pruebas de tableros de mediana y alta tensión en
subestaciones eléctricas que sea una herramienta tanto de control como de respaldo.
1.1.2 Objetivos específicos
Definir un sistema de control moderno de subestaciones. Componentes y
parametrización.
3
Establecer una técnica de prueba que permita evaluar de manera integral el buen
funcionamiento del sistema de control en lo que corresponde a la parametrización y
ensamblaje de los componentes de un tablero en todos los niveles de operación. Incorporar
en este protocolo, la verificación de los enclavamientos hechos de manera lógico –
computacional y la función de sincronización.
Verificar el protocolo a través de su aplicación y limpiar posibles fallos del sistema
de control a nivel de fábrica, para reducir las implicaciones en sitio (SAT)
Someter el protocolo a su aprovechamiento por parte de las empresas de servicios
eléctricos.
1.1 Metodología
La metodología por usar en este proyecto es tanto teórica como práctica. Práctica
porque el Autor paralelamente está desarrollando el sistema de control sobre el que se va a
aplicar este protocolo, lo que permite tener la noción global del sistema y así enfocar el
protocolo en los puntos más vulnerables.
La base teórica pretende introducir al lector, que no necesariamente es un experto en
el tema, en el lenguaje usado y de ésta forma pueda adecuar el proyecto a sus necesidades.
Para esto primero se dará una descripción general de una subestación y de los elementos de
control que la componen. Luego se procede a describir la forma como se desarrolla cada
parte del protocolo y se incluye el protocolo como tal. Como una variante aparece una
primera parte del protocolo que pretende verificar únicamente el formato de la
parametrización y luego en la prueba del tablero, se verifica la funcionalidad de ésta así
como las características constructivas.
Se tiene la posibilidad de aplicar el protocolo en presencia de las dos partes, el
fabricante y el cliente por lo que se espera perfeccionarlo en base a los puntos de vista de
cada uno con lo que se puede llegar a un producto con posibilidades de llegar a ser usado en
otros proyectos.
4
CAPITULO 2: Desarrollo Teórico
En el presente capítulo se desarrollarán los conceptos y definiciones necesarios para
la elaboración del proyecto. El centro del proyecto son los tableros de control, sin embargo,
éstos no están aislados e interactúan con toda la subestación, por ésta razón se hará
referencia a muchos elementos de control que no están contenidos en un tablero pero es
imposible prescindir de ellos. A muchos elementos solamente se les hace mención, si fuera
necesaria más información sobre éstos o cualquier aspecto de una subestación se puede
acudir a las citas bibliográficas.
2.1
Subestación eléctrica (SE)
Existen muchas formas de clasificar una subestación1, una de ellas es el lugar y
función que ocupan en el sistema de potencia. La primera es la subestación elevadora o de
generación, dado que las tensiones de generación son alrededor de 13.8KV en Costa Rica,
resultaría muy caro transmitir energía en eso valores de tensión ya que las pérdidas serían
considerables y el tamaño de los conductores se debería aumentar. La segunda forma de
clasificarlas es como subestaciones de transmisión (ST), éstas cumplen la función de nodo
del sistema. Con la tendencia actual de mallar los sistemas, este tipo de subestación se
vuelve un elemento de gran valor ya que aumenta los índices de seguridad, fortaleza y
confiabilidad. Por último se encuentran las subestaciones de reductoras o de distribución
que trasforman las altas tensiones de transmisión a magnitudes manejables para los usuarios
finales, cuyas exigencias difieren mucho entre ellos, por ejemplo si se habla de una
industria versus un residencial.
En algunos casos una subestación puede ser la mezcla de de dos o todas las
clasificaciones anteriores. Este es el caso de la Subestación Papagayo que está en la etapa
de desarrollo y sobre la cual se aplicará el protocolo.
Al conjunto de equipos de alta tensión usados para una determinada maniobra en
una subestación (o patio de interruptores) se les llamará bahía de la subestación. Existen
diferentes tipos de bahías, dependiendo de la función específica de las mismas, pero los
más comunes son las siguientes:
1
Para ver más clasificaciones de subestaciones se recomienda la referencia [1] de este documento
5
•
Bahía de línea de transmisión
•
Bahía de línea de distribución
•
Bahía de reserva
•
Bahía de enlace de barras
•
Bahía para banco de capacitores
•
Bahía para reactor
•
Bahía para servicio propio
•
Bahía del lado de alta tensión del transformador de potencia
•
Bahía del lado de baja tensión del transformador de potencia
•
Bahía compartida, esquema de interruptor y medio
Los elementos básicos de estos módulos son:
2.2
•
Centros de transformación
•
Transformadores de intensidad (TC) y de potencial (TP)
•
Interruptores de Potencia
•
Seccionadoras
•
Pararrayos
•
Banco de capacitores
•
Reactores
•
Bancos de Capacitores
•
Trampas de comunicaciones (Uso de OPLAT)
•
Unidades de Control de Bahía
Esquemas de barras en subestaciones: Barra doble con
interruptor y medio por circuito
Existen distintos esquemas de barras2, el protocolo que se desarrollará está basado
en el sistema de control de la subestación Papagayo, esta será una de las primeras
2
Para mayor información consultar la referencia [2]
6
subestaciones en Costa Rica que contará con el esquema de Interruptor y medio por
circuito.
Figura 2. 1: Configuración de doble barra con interruptor y medio por circuito
En este esquema cada línea está conectada mediante interruptores (que operan
normalmente cerrados) a ambas barras, pero el interruptor central es compartido por dos
líneas. En caso de falla en una de las barras se mantiene el servicio en todas las líneas y
para una falla en una de las líneas se mantiene el servicio en el resto del esquema. Por su
flexibilidad y el número de interruptores requeridos, este esquema se ubica entre un
esquema de anillo y uno de doble barra y doble interruptor.
Se requieren protecciones diferenciales independientes para ambas barras (Ver
Figura 2.2). Las señales de corriente para las protecciones de la línea se obtienen de
transformadores conectados en paralelo, estas protecciones incluyen las secciones de barras
que quedan fuera de las de las zonas de la protección diferencial (Ver Figura 2.3). Para las
señales de tensión de las protecciones de voltaje de las protecciones de las líneas, se
requieren transformadores de potencial en cada línea. Generalmente no se justifica usar este
esquema en subestaciones con un número menor a cuatro circuitos.
7
Figura 2. 2: Esquema de la protección 87B, para la configuración de doble
barra con interruptor y medio por circuito.3
3
TEHCNICALproposal_Conf_Intymedio.pdf. Siemens PT&D EMA
8
Figura 2. 3: Protecciones varias para esquema de interruptor y medio por
circuito.4
Al conjunto de tres interruptores que alimentan dos Bahías ubicadas entre dos
barras, se les llama diámetro, una subestación de éste tipo puede tener n diámetros. La
subestación Papagayo es un caso especial ya que actualmente está compuesta por un
diámetro completo y el otro que solo tiene el interruptor medio, en el futuro se espera que la
subestación emigre a la configuración correcta. En la siguiente figura se muestra el
diagrama unifilar de ésta.
4
TEHCNICALproposal_Conf_Intymedio.pdf. Siemens PT&D EMA
9
Figura 2. 4: Diagrama Unifilar de la subestación Papagayo. Fuente:
Documentación del proyecto
Ventajas
•
Operación Flexible
•
Alta confiabilidad
•
Puede aislarse cualquier barra principal para su mantenimiento sin afectar el
servicio
•
Puede aislarse cualquier interruptor para su mantenimiento sin afectar el servicio
•
Doble alimentación para cada circuito
•
La falla de una barra no interrumpe el servicio de otros circuitos
•
Toda la seccionalización se realiza con los interruptores
Desventajas
•
Se necesitan más interruptores que en esquemas de barra sencilla o en anillo (tres
interruptores por cada dos circuitos)
•
Los esquemas de protección se vuelven más complicados con lo que se compromete
su correcto funcionamiento, por ejemplo el interruptor medio
•
Ante la falla del interruptor central de una bahía se requiere hacer disparos
transferidos a interruptores remotos (ubicados en otras subestaciones) para que
funcione el respaldo local.
10
2.3
Equipos de Control
Dados los niveles de tensión presentes en una subestación eléctrica, se han
desarrollado métodos automatizados de control que permiten dar flexibilidad y fluidez a la
dinámica de la subestación sin poner en riesgo el personal. Esto es posible con una correcta
interacción entre los equipos de control de potencia y los controladores electrónicos. Este
conjunto de equipos se describen a continuación.
2.3.1 I1TERRUPTOR DE POTE1CIA
Son elementos de corte, cuya maniobra se puede hacer de Forma Local o Remota,
para condiciones de carga o de sobre intensidad, siendo éste el único elemento capaz de
actuar en éstas condiciones.
Por sí solo no tiene la capacidad de actuar, por el contrario sobre él operan las
unidades de control y las de protección. Para esto cuenta con juegos de entradas y salidas
para las señales de control y protección. Para que se dé una apertura o cierre cuenta con dos
bobinas o resortes que se cargan, ya sea por accionamiento de un motor eléctrico o por un
sistema neumático o hidráulico, y luego transmiten esta energía al elemento móvil de corte.
Las UCB actúan sobre la bobina de control así como la protección primaria 2 y la
protección primaria 1 actúa sobre la otra bobina.
11
Figura 2. 5: Interruptor con ruptura tripolar del arco y accionamiento tripolar.
Fuente: Gira a la subestación Arenal. II-2007
Figura 2. 6: Interruptor con ruptura monopolar del arco y accionamiento
tripolar. Fuente: Gira a la subestación Arenal. II-2007
12
Para poder operar con carga, necesita de una cámara de extinción del arco que se
forma mientras sus terminales móviles se separan. La extinción básicamente se hace de dos
formas con aceite que permite disipar la energía liberada o gas de hexafluoruro de Azufre
(SF6) soplado a alta presión. En algunos casos interruptores con capacidad de ruptura de
corrientes altas, tienen varias cámaras para debilitar en diferentes puntos y lograr su rápida
extinción.
Los interruptores ubicados en bahías de líneas de transmisión, es común que
cuenten con accionamiento monopolar (Accionamiento independiente para cada fase). Esto
porque la infraestructura de las líneas de transmisión dan cabida en mayor parte a fallas
monofásicas, con lo que es factible disparar únicamente dicha fase de ésta forma hacer el
recierre sin perder sincronismo ya que aún hay dos fases ligadas al sistema.
2.3.2 SECCIO1ADORAS
La función de estos equipos es aislar algunos tramos del circuito de forma visible,
ya sea para maniobra o mantenimiento. Las seccionadoras o cuchillas como se les suele
llamar nunca deben operarse bajo carga, ya que no cuentan con cámara de extinción de
arco. Una aplicación típica es ubicar una a cada lado del interruptor para así poder aislarlo
una vez que se ha cortado el flujo de corriente, y de esta forma poder intervenirlo con
seguridad. Su accionamiento puede ser manual o motorizado. Las funciones de
seccionadora más comunes son las siguientes:
Seccionadora de línea:
Es usada para aislar la línea del interruptor y de ésta manera no permitir la presencia
de la tensión de línea en el interruptor, su operación depende completamente de la posición
del interruptor, se ubica a la salida de la bahías, pudiendo no ser exclusivamente una bahía
de línea. Por normalización suele denotarse por x89L-3, donde la x representa el número de
módulo del cual forma parte y la L que indica que es un módulo de línea. Si el módulo al
que pertenece no es una línea se sustituye la L por T, B, R, etc., según corresponda.
13
Figura 2. 7: seccionadora de línea con apertura horizontal. Fuente: Gira a la
subestación Arenal. II-2007
Seccionadora de barra:
Se ubica entre la barra y el interruptor, al igual que la de línea no permite el paso de
tensión entre la barra y el interruptor, además su operación está relacionada con la posición
del interruptor. Su denotación es x89L-2, x89T-2, x89B-2, x89R-2, etc.
Seccionadora de derivación
Cuando el interruptor de la bahía sale de operación, se utiliza un módulo de reserva
para sustituirlo, como este módulo es común a todos los módulos de la subestación la
transferencia se hace a través de ésta cuchilla, hay una a la salida de cada módulo,
normalmente se encuentra abierta, nunca deben haber dos seccionadoras de derivación
asociadas a una misma barra que se encuentren cerradas simultáneamente. Denotación:
x89L-1, x89T-1, x89B-1, x89R-1, etc.
Seccionadora de puesta a tierra
Únicamente se encuentran en los módulos de línea y generalmente son parte de la
seccionadora de línea. Son indispensables para que cuando se abre la línea, no se cargue
por inducción y se convierta en un riesgo para el personal de mantenimiento. Su denotación
es x89L-4
14
Seccionadora Media
Con la utilización del esquema de Interruptor y medio por circuito, desaparece la
función del módulo de reserva y se crea uno con diferentes características llamado sección
Media. Está compuesto por un interruptor y dos cuchillas. A una de éstas se le llama
seccionadora barra y a la otra en vista de que no se le puede llamar seccionadora de línea,
trafo etc., puesto que no necesariamente es la salida del circuito, se le ha designado
seccionadora media. Se denota como x89M-5
Seccionadoras de Enlace de barras
Un módulo de enlace de barras está compuesto por un interruptor y sus dos
respectivas seccionadoras, una asociada a cada barra. Se denotan por x89L-2 y x89L-3.
2.3.3 CAMBIADORES
DE
DERIBACIO1ES
DE
TRA1SFORMADORES
Los reguladores de tensión (voltaje) son equipos electrónicos para el control
automático de transformadores de potencia que incluyen cambiadores de derivaciones o
tomas (taps) bajo carga que son operados por medio de un motor eléctrico.
El regulador de voltaje envía el mando de control necesario (de subir o de bajar
derivaciones) al mecanismo del cambiador de derivaciones, cuando el valor actual de la
tensión se diferencia de un valor preestablecido dentro de un límite también fijado. El
regulador de voltaje debe de incluir entre sus características las funciones de bloqueo por
baja tensión, para así garantizar un buen servicio ya que de lo contrario se dan cambios de
tomas (derivaciones) durante los colapsos de la red. El regulador de tensión debe de
bloquearse cuando el valor actual de voltaje cae por debajo del valor de bloqueo ajustado.
Sobre el diseño y construcción del regulador de voltaje, se deben de considerar las
siguientes características:
El regulador de voltaje debe de funcionar en forma centralizada, basado en un
microprocesador con un convertidor analógico/digital integrado para la captación del valor
medido. Los reguladores de derivaciones ya se pueden comunicar con el sistema de control
por medio del protocolo el IEC61850, con esto se puede extraer el valor de sus variables de
15
indicación y alarma; además, se puede conmutar su modo de operación de manual a
automático.
Figura 2.8: TAPCO1 260®
El regulador de voltaje debe de tener relés de salida, con sus contactos libres de
potencial, para proporcionar las señales de subir y de bajar derivaciones, debe de disponer
de una pantalla para la indicación de las funciones que ejecuta dicho dispositivo.
2.3.4 U1IDADES DE CO1TROL DE BAHÍA (UCB)
Con los avances en el campo de automatización, las unidades de control de bahía
han cambiado. En un principio eran relés electromecánicos, luego relés estáticos, vinieron
los relés digitales y por último los relés de cuarta generación o numéricos. Estos últimos
tienen capacidad de integrar muchas funciones en un solo equipo, reduciendo costos y
espacio. Son prácticamente computadores que captan señales y procesan numéricamente
información procedente de los transformadores de instrumentación de la subestación, esto
lo hacen adaptando los voltajes a un nivel apropiado para el procesamiento interno del
dispositivo. Además de esto supervisan el estado de los interruptores, las seccionadoras y
controlan por medio de una serie de entradas y salidas digitales la apertura y/o cierre de las
mismas. Recibe las alarmas que indican alguna falla o el mal funcionamiento de los
dispositivos de potencia del patio de la subestación.
Las UCB adquiridas para éste proyecto son de la generación SIPROTEC 4® de
SIEMENS®, a continuación se describe sus funciones y características principales.
16
2.3.4.1
Funciones 5 de una Bahía 6MD66 (High-Voltage Bay
Control Unit):
•
Verificación de sincronismo para el mando de cierre del interruptor
(Synchro-check), esto permite que cada bahía verifique el sincronismo de su
interruptor asociado con los valores de tensión que ya maneja.
•
Se pueden implementar nuevas funciones lógicas como los enclavamientos,
por medio de los CFC.
•
Fácil a adaptable configuración de los valores de medida de potencia.
•
Conexiones para cuatro TP, tres TC y dos transductores de 20mA. Estos
valores se asignan libremente en la Matriz de Configuración del DIGSI®,
así como el despliegue de los valores primarios.
•
Tiene hasta 65 indicaciones y 45 mandos.
•
Generación de los mandos de enclavamientos, además se puede asociar las
señales de mandos de cierre o apertura de los interruptores y seccionadoras,
a las señales de enclavamientos.
•
Comunicación entre los relés, esto permite el intercambio de información y
así reducir cableado y disponibilidad de entradas y salidas binarias. Además
por medio del mismo protocolo se da la comunicación con unidad central.
•
Despliegue de los valores de de medición: V, I, P, Q, S, f, Cos φ.
Monofásicos y trifásicos.
•
Interfaces de comunicación: -IEC 61850 (Ethernet), -IEC 60870-5-103
protocol, -PROFIBUS-FMS/-DP, -Service interface for DIGSI 4 (MODEN),
-Front Interface for DIGSI 4, -Time synchronization via IRIG B/DCF 77
5
Ver referencia [3]
17
Figura 2. 9: Bahía de Control 6MD6621. SIEME1S
2.3.5 U1IDAD CE1TRAL DE PROCESAMIE1TO6
La unidad central (Station Unit) o también llamada Unidad de Control de
Subestación (UCS), dentro del sistema de Control de una subestación de potencia juega el
papel del CPU en una computadora personal, ésta se encarga de integrar todas las unidades
de control y supervisar el correcto funcionamiento de las mismas. Este dispositivo puede
comunicarse con las unidades de bahía a través de conductor de cobre o de fibra óptica.
Tiene centros de control ya sean remotos o locales, de los cuales por lo general siempre
existe uno de cada tipo. El software utilizado actualmente para la parametrización de las
unidades es el SICAM PAS, el cual es el resultado de la evolución de varios programas a
través del tiempo, este tiene mucha flexibilidad y facilidad de integración de los distintos
protocolos de comunicación.
Para que la automatización del sistema sea confiable, la unidad central utiliza
componentes de hardware muy robustos, ejemplo de ello son la fuente de poder y el disco
duro que no posee partes giratorias sino que es una tarjeta flash. Esto se debe a que la
unidad central al igual que los controles de bahía está expuesta a condiciones de operación
poco comunes, las cuales se vuelven críticas en caso de fallas en el sistema de potencia.
6
Ver referencia [4]
18
Figura 2. 10: Unidad Central: Station Unit
Algunas de las funciones más importantes que lleva a cabo la unidad central son:
•
Controla y regula el procesamiento de datos para todos los dispositivos de las
subestación.
•
Es un elemento muy importante para la integración de un sistema de visualización
gráfico que facilite las labores del operador (Interfaz Hombre Máquina, IHM)
•
El sistema es fácilmente expandible, agilizando la configuración y parametrización
de nuevos dispositivos de control.
•
Puede realizar funciones de prueba y diagnóstico.
2.3.6 Estación de Operación Local (EOL)
La EOL es una IHM implementada en una PC de sobremesa desde donde se
ejecutará el control y el monitoreo de toda la subestación. En ella está instalado el Winn CC
Server®, permite la adquisición de todos los eventos, alarmas, oscilografía de las
protecciones, indicación de posición y medición de la subestación así como generar
mandos.
Aspectos Ergonómicos
19
La interface de usuario debe ser fácil de utilizar, todos los elementos que componen
la interface deben ser lo suficientemente claros y legibles como para que no generen dudas
sobre su funcionamiento. El sistema de navegación debe ser simple y funcional, de modo
que permita acceder de manera rápida y sencilla a las diferentes pantallas que componen el
IHM. Debe existir un contraste adecuado entre el color de la tipografía con el color de
fondo de manera que no existan problemas de legibilidad de los datos.
El diseño debe optimizar en la medida de lo posible los pasos necesarios para
ejecutar una operación: a fin de minimizar errores que pongan en riesgo la vida de los
trabajadores que laboran dentro del patio de la subestación y en las líneas de transmisión
asociadas. Baja curva de aprendizaje: el sistema debe permitir a personas de todo nivel de
educación poder comprender y dominar el funcionamiento del IHM de manera simple y
rápida.
2.3.6 Servidor de Base de Datos de la Subestación (SBDS)
Este servidor tiene las mismas características que la EOL pero se usa únicamente
para almacenar información. El SBDS tiene acceso a todos los subsistemas del nivel uno
(UCB`s y relés de protección con protocolo IEC 61850), a través de una interfaz de
comunicación de la UCS y utilizando como medio de transmisión fibra óptica.
Ejecuta la adquisición de todos los eventos, alarmas, oscilografía de las
protecciones, indicación de posición y medición de la subestación.
Almacena la información de eventos, alarmas, oscilografía de las
protecciones y medidas en una base de datos MS/SQL Server. El almacenamiento masivo
de los datos se efectúa en discos duros con capacidad suficiente para almacenar durante seis
(6) meses la información de toda la subestación.
La información almacenada en este servidor puede ser accesada por centros de
monitoreo remoto a través de consultas SQL con conexiones ODBC. Para esto se utiliza
una red Ethernet TCP/IP de la subestación. Cuenta con un software servidor de páginas
HTML que publica la información contenida en la base de datos.
2.3.7 Panel de Información (PI)
El panel de información consiste en un IHM implementado en una computadora
para montaje en rack instalada en un gabinete.
20
Los Paneles de Información deben cumplir todo lo referente a la Estación de
Operación Local, con las únicas diferencias que los PI`s no tienen la posibilidad de efectuar
mandos. Esto se logra ya que funciona como un Cliente de SBDS.
2.4
TABLERO
Un tablero es un gabinete metálico en el cual se instalan los equipos. La parte
frontal permite ver las pantallas y paneles de operación de éstos. La parte posterior se puede
accesar por medio de una puerta. A lo interno tiene cables, ductos para organizar el
cableado, regletas compuestas de bornes, luz, tomacorrientes, calefacción para controlar la
humedad, barras de puesta a tierra, interruptores termomagnéticos, fusibles y todos los
accesorios que necesiten los equipos.
Figura 2. 11: Vista frontal de los tableros de control. Gira ST. Cóbano
Las regletas son puntos de conexión entre el cableado interno y el externo que va al
patio de la subestación. Los bornes que la componen tienen la característica de que se
pueden seccionar para efectos de prueba. En la figura 2.11 se puede observar las diferentes
partes en la vista trasera del tablero.
21
Figura 2. 12: Vista posterior de un tablero de control. Gira a ST Cobano
2.5
1IVELES DE OPERACIÓ1
Debido a que la subestación cuenta con diferentes puntos de mando (Patio, UCB,
EOL, CCR), se han definido cuatro niveles de operación. Los niveles son:
El nivel cero o “nivel de patio”, se refiere al control desde el propio equipo en la
subestación
El nivel uno o “nivel de bahía”, se refiere al control local de las bahías de la
subestación, desde las UCB asociadas a cada bahía. Esto es desde el búnker
correspondiente
El nivel dos o “nivel de subestación”, se refiere al control desde la estación de
mando (EOL) ubicada en una sala de control
El nivel tres o “nivel CCR”, se refiere al control que se realiza desde uno o varios
CCR
2.6
JERARQUÍA DE MA1DO
La jerarquía de mando será inversa al nivel de operación, esto es que el nivel 0 de
operación ostenta la mayor jerarquía de mando y el nivel tres la menor. En los niveles de
22
operación desde el cero hasta el dos se dispondrá de algún medio para conmutar la
operación de Local a Remoto y viceversa.
Es importante aclarar que aunque pueda haber varios niveles de operación con su
conmutador en la posición Local, solamente uno de ellos (el de mayor jerarquía) tendrá la
posibilidad de ejecutar mandos sobre el equipo.
En el nivel cero, el cual se designa con el nombre PATIO, hay conmutadores
Local/Remoto en cada interruptor de potencia y en todas las seccionadoras motorizadas. En
el nivel uno, el cual se designa con el nombre BAHÍA, hay un conmutador Local/Remoto
en cada bahía, dicho conmutador puede ser físico o un elemento del panel de operación de
la UCB, donde además se indica el estado de la jerarquía de mando mediante uno de tres
textos: PATIO, BAHÍA o REMOTO.
En el nivel dos, el cual se designa con el nombre SUBESTACION, hay un
conmutador Local/Remoto. Para toda la subestación, dicho conmutador debe ser parte de la
IHM en la EOL, donde además se indica el estado de la jerarquía de mando de la siguiente
forma: en la barra de estado, mediante uno de dos textos, SUBESTACION o CCR. En las
pantallas de detalle de bahía mediante uno de cuatro textos, PATIO, BAHÍA,
SUBESTACION o CCR.
La UCS envía al nivel tres el estado de todas las variables relacionadas con la
jerarquía de mando. El sistema debe ser capaz de pasar el mando de forma automática al
nivel tres, en caso de pérdida de comunicación entre la UCS y la EOL, o cada vez que se
reinicie cualquiera de estos equipos.
2.7
E1CLAVAMIE1TOS
El enclavamiento es un sistema para restringir el funcionamiento de un equipo
determinado, los enclavamientos más importantes son el enclavamiento mecánico el
enclavamiento eléctrico
7
y más recientemente el enclavamiento por software. Un
enclavamiento protege el sistema de fallas por maniobra, cada mando se da si la
configuración de funcionamiento de la subestación en ese momento lo permite.
7
Referencia
23
2.7.1 Enclavamiento mecánico
Este tipo de enclavamiento es el que restringe la operación de un equipo de manera
física, o sea que no deja que la operación del equipo se dé, normalmente mediante
restricciones en el mando del mismo.
Un ejemplo del enclavamiento mecánico se da en el seccionador de línea y el
seccionador de puesta a tierra, ya que por un diseño en su estructura es imposible para ellos
operar al mismo tiempo.
2.7.2 Enclavamiento eléctrico
El enclavamiento eléctrico es el que se da a través de relés y contactos de operación
de los equipos. Generalmente existe una bobina que cuando está energizada permite la
operación del equipo, si se des energiza porque no se dan las condiciones, entonces no llega
alimentación a los controles de operación de apertura o cierre y además se cierra un
bloqueo mecánico para no permitir la operación manual.
2.7.3 Enclavamiento por software
Con el desarrollo del protocolo IEC 61850, que permite el intercambio de
información entre los equipos, y además con la capacidad de procesamiento de las UCB, se
han mejorado los enclavamientos eléctricos en el sentido de que ya no se necesitan los
contactos auxiliares de todos los elementos que intervienen en un enclavamiento, si no que
en un determinado UCB se puede tener esta información, por medio de entradas binarias
que traen la indicación de posición de los elementos de esa bahía y de la información de los
elementos externos a la bahía que se obtiene vía protocolo. Toda esa información se envía a
los CFC (ver figura 2.7) que permiten desarrollar la lógica de enclavamientos, luego se
asocian a una salida binaria, ésta cierra un contacto que permite el paso entre dos bornes
(Ver figura 2.8), este paso lleva el neutro hasta la bobina de enclavamiento del equipo
activándola y así permitiendo la operación del equipo. Si por alguna razón se cortara el
cable, automáticamente no llegará el neutro a la bobina con lo que no hay permiso de
operación y se tiene la seguridad de que el elemento no opera.
24
Figura 2. 13: Diagrama de enclavamiento para el interruptor de línea de la
subestación Papagayo. Fuente: Documentación del proyecto.
25
Figura 2. 14: Fragmento de plano del enclavamiento de una cuchilla. Fuente:
Planos Subestación Papagayo.
2.8
SI1CRO1IZACIÓ1
Para poder interconectar dos sistemas con generación propia, se requiere de equipos
paro poder verificar el momento en que se cumplen las condiciones adecuadas de ambos
voltajes y así poder cerrar el interruptor. Como se mencionó en la sección 2.3.4.1, las
bahías de control, actualmente cuenta con la función de sincronización, con esto se reduce
cableado, espacio y se le da confiabilidad y selectividad al sistema ya que anteriormente
existía un tablero de sincronización al cual debían llegar todas las señales de medición
necesarias así como las indicaciones y además estas señales ya estaban en las bahías de
control. Ahora simplemente se toman las señales que ya tienen las bahías de control y se
alambra una extra para la comparación de tensiones.
26
Para sincronizar existen dos condiciones: Tensión Fuera o dentro de los parámetros
de sincronización. Se definen rango mínimos de tensión y frecuencia tanto en exceso como
con deficiencia fuera de los cuales ni siquiera se verifica la sincronización de voltajes
puesto que si uno de los lados entra al sistema, puede causar su colapso, en esta condición
no se verifica la sincronización. Si las tensiones de ambos lados cumplen con el rango de
sincronización, entonces se verifica el cumplimiento de los parámetros de tensión,
necesarios para cerrar el interruptor, éstos parámetros son: Nivel de Tensión, frecuencia y
ángulo, si en un instante se cumplen las tres, el mando de cierre del interruptor se envía, de
lo contrario pasado un tiempo, se cancela operación por fallo de sincronismo.
Tabla 2. 1: Parámetros de sincronización de Fábrica para una bahía de control
con esta función.
27
Para el caso de los parámetros mostrados en la tabla anterior, el rango de tensión
permisible está comprendido por ±10% de la tensión nominal. Si la tensión de comparación
no se encuentra en éstos parámetros, la sincronización no se verifica y se aborta la acción.
28
CAPÍTULO 3: Características del Sistema de Control
El sistema de control de una subestación está compuesto por muchos elementos,
basta con ver los planos de control de una subestación para darse cuenta de la magnitud de
complejidad que tiene éste. Podríamos dividir la parte de control que nos interesa para éste
protocolo en equipo físico, señales eléctricas y software.
3.1
EQUIPO FISICO:
Como parte de la nota teórica se describió la mayor parte de los equipos que
intervienen en el control de la subestación. Hay dos tipos de equipos, los que controlan las
variables eléctricas de la subestación (Transformadores de Potencia, interruptores,
seccionadoras, etc.) a este grupo se le podría llamar equipo controlado; por otro lado están
las unidades de control que permiten la automatización de la subestación, a éstas se les
podría llamar equipo controlador, puesto que su función es hacer que los equipos
controlados cumplan las funciones para las que se incorporaron en la subestación y así
lograr la dinámica de ésta incluso sin la presencia del operador en el “Patio”.
Entre estos equipos debe haber comunicación, ésta se implementa por medio de
cables, la mayor parte de las señales son en corriente directa. Los equipos controladores
están ubicados en un cuarto acondicionado para tal efecto llamado Bunker. En la
subestación existen ductos donde se ubican los cables que van desde los tableros ubicados
en el bunker, hasta el elemento controlado ubicado en el patio de la subestación.
3.2
SEÑALES
Para lograr el control dentro de la subestación, se tienen diferentes categorías de
señales: mandos, indicaciones, alarmas, enclavamientos, mediciones y disparos.
Generalmente las señales viajan independientemente desde los equipos controlados hasta
las UCB en forma ya sea de pulsos o valores constantes por medio de cables eléctricos, una
vez en éstas, puede que se manejen a lo interno o se incluyan en el Bus de comunicación,
para ser utilizadas en otros niveles de operación. A continuación se describe cada señal.
29
3.2.1 Mandos
Los mandos son de las principales señales en la subestación, con ellos se operan los
equipos ubicados en la subestación. Por medio de un mando el operador ejecuta un proceso
y se puede generar desde la UCB, la UCS, el CCR o desde todos éstos. Los mandos como
tales son enviados desde la UCB pero son generados ya sea desde la UCB, UCS o CCR,
luego llegan a los equipos de control y activan motores, cierran contactos o cualquier
operación para que éste haga la acción que se le indica (abrir, cerrar, hacer un disparo, etc.).
Los mandos tienen sus restricciones, primero está el nivel de jerarquía, si uno
intenta dar un mando desde el patio, la bahía, la subestación o el centro de control, el
mando no se ejecutará si el modo no está en local y el modo de todos los niveles inferiores
no está en remoto.
Algunos mandos, como los que se le dan a interruptores de potencia y a las
seccionadoras con mando remoto, tienen bloqueos o se habilitan dependiendo de las
condiciones de operación de la subestación. El mando tiene dos formas de habilitarse, la
primera es que en la parametrización se asocia el mando a una variable que se activa si las
condiciones de la lógica de enclavamiento lo permiten, si es así el mando sale de la UCB
hacia el equipo. La otra forma y complementaria además, es que la señal que habilita la
operación del equipo, además de asociarse a la variable del mando, se envía por medio de
una salida binaria y luego a través de un cable hasta el equipo. Generalmente la salida
binaria cierra un contacto que cortocircuita dos terminales, uno de éstos terminales es un
retorno que viene desde una bobina de enclavamiento del equipo, el otro va a tierra,
entonces cuando el contacto se cierra, activa el paso de corriente por la bobina y ésta
desactiva el enclavamiento mecánico. Además mientras el enclavamiento está activado la
señal eléctrica del mando no llega hasta el equipo. Por lo general todos los disyuntores
tienen mando, en el caso de las seccionadoras para
Un mando puede ser una señal doble o simple. En las señales dobles uno de los
mandos es negado, es decir si se activa el mando abrir, el mando cerrar no y viceversa, esto
se hace por seguridad ya que si el cable sufriera un corte, la señal que llega al equipo es 00
lo que se toma como indefinido, lo mismo sucede con un corto en que la señal que ve el
equipo es un 11 que no es ni abrir ni cerrar.
30
3.2.2 Indicaciones
Las indicaciones permiten al operador visualizar el estado de los diferentes equipos
de la subestación, desde el tablero de de control8. Lo mínimo que debe conocer el operador
para tomar acciones en el proceso de la subestación, es la posición de los disyuntores y
seccionadores de toda la subestación. Las indicaciones toman mayor importancia ahora que
los enclavamientos se hacen a nivel de software (ver sección 2.7.3), se necesitan las
indicaciones de todas las cuchillas e interruptores que intervienen en la lógica de los
enclavamientos, incluso las de otras
bahías, sin embargo con las facilidades de
comunicación que tiene el protocolo IEC 61850 que permiten el intercambio de
información entre equipos, las únicas indicaciones que se alambran son las pertenecientes a
la bahía que controla la unidad.
La figura 2.12 muestra las indicaciones de una bahía de línea para el esquema de
interruptor y medio, se puede observar como las indicaciones de las seccionadoras e
interruptores son señales dobles alambradas hasta las entradas binarias de la UCB. En el
interruptor se puede observar otro par de indicaciones que se llaman REMOTO – LOCAL
(BI 14 y BI 15), éstas permiten al operador, saber si el interruptor permite que lo operen
remotamente.
8
Referencia [6]
31
Figura 3. 1 Plano de indicaciones de una bahía de línea
3.2.3 Alarmas
Las alarmas son señales que se generan para alertar al operador de un evento inusual
de la falla de un componente o simplemente de la operación de otro. Por las características
de cada bahía, se han normalizado las alarmas que están presentes y provienen de los
interruptores, trafos, sistemas de alimentación, protección, medición y comunicación,
32
además de éstas alarmas por bahía, se tiene un grupo de alarmas generales relacionadas con
aspectos generales de toda la subestación.9
3.2.3.4
Tipos de alarmas por módulo para esquema de doble
barra con interruptor y medio por circuito
Bahía de línea: (Interruptor externo del diámetro)
Una bahía de línea es de transcendental importancia ya que una falla en ella puede
afectar subestaciones adyacentes. Las alarmas se pueden dividir en alarmas del interruptor,
alarmas del sistema de protección y alarmas de las alimentaciones, alarmas de los TP. A
continuación se enuncian algunas alarmas:
•
Disparo del térmico de potencial de referencia, se refiere al disparo del
térmico del TP el potencial de referencia
•
Falla del interruptor
•
Discrepancia de polos, cuando se excede el tiempo del recierre y se
mantiene una fase abierta
•
Operación del interruptor
•
Disparo térmico CA/CD Modulo, disparo del térmico del módulo del
rectificador
•
Falla fuente de protecciones, falla de la fuente de las protecciones de la línea
•
Ausencia de voltaje en la línea, esta alarma forma parte del enclavamiento
de la cuchilla de puesta a tierra
•
Disparo térmico del TP de medición de la línea
•
Disparo térmico del TP del potencial de comparación
•
Falla canal de disparo de la protección primaria
•
Falla canal de disparo de la protección secundaria
Bahía de transformación (Interruptor externo del diámetro)
9
En la referencia [6] se puede encontrar información de las alarmas por bahía para subestaciones con
esquemas convencionales
33
Los transformadores tienen incorporadas muchas protecciones propias, estas
protecciones generan gran cantidad de alarmas que deben ser llevadas al sistema de control,
esto se logra con la bahía de control del transformador, algunas de las alarmas presentes en
la bahía de línea se mantienen y las demás son exclusivas del transformador.
•
Falla de alimentación de ventiladores
•
Alta temperatura del devanado de alta tensión
•
Alto nivel de aceite del transformador
•
Relé de Buchholz, detecta burbujas que se generan cuando hay cortos en los
devanados, en algunos casos se puede activar cuando hay un movimiento
sísmico que genera las burbujas.
•
Alta temperatura de aceite
•
Disparo del térmico de potencial de referencia, se refiere al disparo del
térmico del TP el potencial de referencia
•
Falla del interruptor
•
Disparo térmico CA/CD gabinete de cambiadores
•
Operación del interruptor
•
Disparo térmico CA/CD Modulo, disparo del térmico del módulo del
rectificador
•
Falla fuente de protecciones, falla de la fuente de las protecciones de la línea
•
Cambio incompleto de las derivaciones
•
Disparo térmico del TP de potencial de trafo
•
Disparo térmico del TP del potencial de comparación
•
Control de ventiladores manual
•
Falla del cambiador de TAP
•
Disparo de protecciones propias
•
Conmutador en local
•
Falla de canal de disparo protección primaria
•
Falla de canal de disparo protección secundaria
34
Sección Media (Interruptor Medio)
La sección media posee las alarmas asociadas al interruptor, protecciones y
medición únicamente.
•
Disparo del térmico de potencial de referencia, se refiere al disparo del
térmico del TP el potencial de referencia
•
Falla del interruptor
•
Discrepancia de polos, cuando se excede el tiempo del recierre y se
mantiene una fase abierta
•
Operación del interruptor
•
Disparo térmico CA/CD Modulo, disparo del térmico del módulo del
rectificador
•
Falla fuente de protecciones, falla de la fuente de las protecciones de la línea
•
Disparo térmico del TP del potencial de comparación
•
Falla canal de disparo de la protección primaria
•
Falla canal de disparo de la protección secundaria
3.2.4 Enclavamientos
Los enclavamientos se manejan como permisos de operación, esto permite que en
caso de falla del equipo de control, no se permita la operación del elemento de control.
Si se dan las condiciones necesarias para que un elemento de control opere, la UCB
cierra un contacto que habilita el paso del negativo para la bobina de enclavamiento.10.
Además de los enclavamientos por la posición de los demás elementos, para los
interruptores existe en general el enclavamiento por las alarmas Discrepancia de polos y
falla del interruptor, aunado a esto antes de que se dé el mando, las nuevas bahías o el
módulo de sincronismo, verifican el sincronismo de los sistemas.
3.2.4.1
Enclavamientos para la bahía de Línea de Transmisión
Una bahía de línea de transmisión está compuesta por la seccionadora de barra
(189L-2), el interruptor (152L), la seccionadora media (189L-5), seccionadora de línea
10
En la referencia [6] se puede encontrar los enclavamientos para esquemas convencionales.
35
(189L-3) y la seccionadora de puesta a tierra (189L-4), a continuación se muestra la
posición de estas (Figura 3.2).
Figura 3. 2: Bahía de Línea
189L-2
La única restricción que tiene esta seccionadora tanto para cerrar como para abrir, es
que el interruptor esté abierto, ya que si está cerrado y se intenta operar la seccionadora, se
producirá un arco eléctrico que causará una falla.
152L
El enclavamiento de un interruptor implica en general que ninguna de las
seccionadoras de la bahía se encuentre en media carrera. Para el caso de éste se verifica de
la siguiente manera: Si la 189L-5 está a media carrera no se cierra el interruptor, si está
abierta se verifica además si la 189L-2 no está a media carrera y si la 189L-5 está cerrada se
verifica que además de la 189L-2 no esté a media carrera, que la 189L-3 tampoco esté a
media carrera.
189L-5
La seccionadora media depende únicamente de que el interruptor esté abierto, si no
es así no se podrá operar.
189L-3
Para que se habilite el cierre de ésta seccionadora se debe verificar que las
seccionadoras medias asociadas a la línea (189L-5 y 189M-3) estén abiertas. De lo
contrario se debe verificar que el interruptor correspondiente esté abierto, si no se da alguna
36
de éstas entonces la seccionadora no opera. Otra condición necesaria es que la cuchilla de
puesta a Tierra (189L-4), esté abierta.
189L-4
Para ésta se debe supervisar que la seccionadora de la línea esté abierta y además la
ausencia de tensión en la línea.
3.2.4.2 Enclavamientos para una bahía de Transformador
Una bahía de transformador posee la única diferencia con respecto a la de línea en
que no tiene seccionadora de puesta a tierra, por lo demás las posiciones de las
seccionadoras son las mismas que para una bahía de línea y los enclavamientos se
mantienen igual, sólo varía el enclavamiento de la cuchilla de transformador (antes cuchilla
de línea) ya que se elimina la condición de abierto de la seccionadora de puesta a tierra.
Figura 3. 3: Bahía de transformador
3.2.4.1 Enclavamientos para una sección media
La sección media cumple una función similar a la de una bahía de reserva ya que
por medio del interruptor medio y sus seccionadoras se enlaza las dos barras, sin embargo
siempre está activa y permite la alimentación de la línea desde las dos barras.
189M-2
La restricción aplicada a la operación de ésta seccionadora se basa en la posición
abierto del interruptor, de lo contrario no se da el permiso de operación.
152M
37
En este caso se tiene una lógica similar a la descrita en la sección3.4.2.1 para los
interruptores de línea, con la analogía entre las seccionadoras: 189L 5 con 189M-2, 189L-2
con 189M-3 y 189L-3 es la misma seccionadora de línea para ambos criterios. Es decir, ya
que la sección media también alimenta la línea, los criterios de enclavamiento son similares
a los de la bahía de línea. Es importante ver que la idea de esta sección es que alimente a
ambas salidas, pero se asume que antes de poder cerrar el interruptor medio, ya el
interruptor de trafo está alimentando el transformador desde la barra, con lo que las
posibilidades de que la seccionadora de trafo (189T-3) se encuentre en media carrera son
mínimas y no se incluye en los enclavamientos.
Figura 3. 4: Sección media
3.2.5 Mediciones
Las mediciones en una subestación son necesarias para información, protección,
oscilografía, sincronización y maniobra. El sistema de medición se basa en los
transformadores de Corriente y de potencial.
Los trafos de corriente tienen valores de corriente nominal en el secundario de 1A ó
5A. Los de potencial pueden estar en 100V o 125V. Estas características son
completamente configurables.
Estas son las señales de medición las cuales llegan a cada equipo en estos valores y
éste las procesa adecuadamente. Con el protocolo IEC 61850 se logra integrar éstas
mediciones al sistema, así manejarlas en las UCS y CCR.
38
3.2.6 Disparos
El interruptor es un elemento necesario para el control de los procesos de transporte
y distribución de energía. Como complemento de las funciones de control que cumple,
puede despejar fallas. Para esto se necesita de protecciones que actúen sobre la línea o el
elemento del sistema asociado al interruptor y en caso de falla envía la señal que se llama
disparo, a una bobina extra destinada para tal efecto. Con esto se tiene respaldo en caso de
falla de la bobina de control. Para interruptor y medio, como en operación normal la línea
se alimenta de las dos barras, el disparo se envía a los dos interruptores
3.3
SOFTWARE
Se ha expuesto como un sistema de control está compuesto de muchos equipos y
niveles de operación, las UCB integran todas las señales provenientes del patio como
señales eléctricas y además ejecutan los mandos, existe una unidad central que concentra
todas éstas señales comunicándose por medio del protocolo IEC 61850, además puede
integrar señales con otros tipos de protocolo y usar mapeos internos sin diferenciar entre la
procedencia de las señales, lo que agiliza la parametrización.
Figura 3. 5: Topología del sistema de control. Fuente: Documentación del
Proyecto
39
La figura 3.5 muestra todo el sistema de control de la subestación Papagayo, a esto
se le llama Topología, esta imagen es tomada de la parametrización de la UCS, muestra que
equipos están operando en línea con el sistema. A continuación se describe cada
componente y las características de parametrización que tiene.
3.3.1 Los IED`s
Estas unidades son usadas como UCB, en la sección 2.3.4 se explicó su función. Las
IED reciben y envían todas las señales de la bahía que controlan (indicaciones, mandos,
alarmas, enclavamientos y mediciones), para esto se cuenta con un determinado número de
entradas binarias (BI), estas entradas están compuestas por un negativo, que muchas veces
es común a otras y la entrada de un positivo, cuando el positivo está activo se energiza un
relé que le indica al equipo que la entrada está activa. Por otro lado están las salidas
binarias (BO) que tienen una entrada y una salida, cuando se activa la BO, se da un paso
entre la entrada y la salida, por lo que se puede usar de muchas formas por ejemplo si se
quiere dar un mando, se alambra a la entrada un voltaje DC positivo y cuando sierra el
contacto se da el paso a la salida y se envía el mando
Los EID cuentan con un software que permite asignar las señales de entrada y salida
presentes en las BI y BO a una determinada variable. Para esto se elije el tipo de variable
que mejor se ajuste a la señal que está llegando o se está enviando desde el equipo. Cada
variable tiene fuente y un destino, pudiendo ser varias fuentes o varios destinos. Esta
asignación se hace por medio de una Matriz. Para el caso de los equipos SIPROTEC®
usados en el proyecto, el programa que se usa es el DIGSI® en la figura se muestra una
vista general.
Entre los destinos comunes se ubica el sistema, cuando a una variable se le indica
que se envía al sistema, esta variable aparecerá en el bus de comunicación del protocolo
IEC 61850 y además esto permite enviarla al la STATION UNIT, donde por medio del
software integrador11 se pueden Mapear las variables hacia los diferentes destinos. Además
de administrar las señales, las IED cuentan con una pantalla que permite visualizar y
11
Ver sección 3.3.2
40
además operar en modo local la bahía. Para esto se asocian las variables creadas a uno de
los elementos predeterminados con que cuenta el programa.
Figura 3. 6: Vista general del DIGSI®
En la figura 3.7 se puede ver la forma del display tanto de visualización como de
control.
La pantalla general sólo debe permitir ver el estado de los elementos, mientras que
se debe ingresar a otra pantalla donde está habilitado el control de los elementos que lo
posean.
Las UCB, cuentan con bloques funcionales que permiten tomar variables y generar
otras según lógicas que se construyen dependiendo de las necesidades que se tengan. Por
medio de éstas lógicas se crean los enclavamientos y cualquier función que se necesite para
crear mandos o indicaciones.
Una característica adicional con que cuentan las UCB de cuarta generación es la
capacidad de intercambiar información entre ellas, con esto toma más sentido hacer
41
operaciones a nivel de software y no con contactos auxiliares como se solía hacer, ya que se
reduce la cantidad de cable a los equipos y en el patio de la subestación.
Figura 3. 7: Display de control y de visualización de una UCB
3.3.2 Unidad Central
Las señales que se envían de distintas IED`s son configuradas dentro de la Station
Unit (Como se mencionó en el capítulo 2) por medio del programa SICAM PAS, cuyo
nombre viene del inglés y significa Substation, Information, Control and Monitoring y PAS
significa Power Automation System.12
Con el SICAM PAS se ordenan y se direccionan las diferentes señales que se captan
de las UCB como se mencionó anteriormente, y además los relés de protección,
dispositivos de medición, etc. Esto se logra gracias al manejo de la estructura del software,
el cual posee varias partes (Cuando se usa como configuración) distribuidas en ventanas.
La primera etapa permite importar los archivos desde los equipos con determinado
protocolo de comunicación, éstos archivos le indican al programa los parámetros se
comunicación usados. En esta etapa se asignan códigos a cada equipo para lograr la
comunicación dentro del BUS de datos.
12
Referencia [4]
42
Cuando ya se tienen incorporados los equipos y sus variables, se puede crear en la
segunda etapa, la topología del sistema, en ésta se puede hacer una estructura según nivel
de tensión, tipo de comunicación, tipos de señales, lugar de procedencia, bahía a la que
pertenece, conexión o cualquier criterio que permita la identificación de la variable en sus
destinos finales (IHM o CCR), esto porque cuando se exporta la variable, su nombre se
maneja como un árbol que depende de la estructura creada. Luego se toman las variables y
se asignan a cada topología.
Una vez ordenadas las variables, se orientan a sus destinos finales ya sean las IHM o
los centros de control.
Figura 3. 8: Vista de la ventana de direccionamiento del PAS
Cada variable puede asignarse a distintas categorías dependiendo del uso que se le
vaya a dar independientemente de si es un mando o una indicación:
3.3.2.1
Accesos de alarma (alarm loggin):
Son asignadas a eventos originados por el malfuncionamiento o la operación de
algún elemento (eventos), a nivel del PAS no se discrimina si son eventos o alarmas pero
en sus destinos por lo general se puede hacer esta clasificación.
43
3.3.2.2
Accesos de Estados (Tag Logging)
Esta etiqueta es asignada a variables de interés para el sistema, las cuales pueden ser
del tipo indicación o medición y deben monitorearse constantemente tanto para la estación
local como centros de control de energía. Generalmente no se usa ya que los accesos de
alarma aceptan estas señales.
3.3.2.3
Manejo de estado o variables (Tag managgement):
Esta etiqueta permite asignar los mandos y las indicaciones para cumplir funciones
dinámicas dentro del software de las estaciones de control. No se despliegan en una lista
como las anteriores sino que se manejan individualmente y se asignan a objetos dentro del
diseño del sistema de operación.
Las unidades centrales también permiten la comunicación a Centros Remotos. Para
el caso de Costa Rica, el centro remoto es el Centro de Control de Energía (CENCE), las
señales se envían por medio del protocolo IEC 60870-5-101. En este protocolo no se hace
la tipología que se describió para las estaciones de operación si no que se asignan números
de telegrama para su manipulación y operación. El telegrama sirve para asignarle a la señal,
un canal de transmisión para que se encarrile sobre una onda portadora a una frecuencia
dada.
Además del SICAM PAS para la configuración, existe un módulo del programa que
debe estar en operación para conectarse con todos los dispositivos que se configuraron. En
la figura 3.9 se puede visualizar como el programa indica si los equipos están en línea, sino
se han iniciado o si el sistema los está localizando, esto da una buena perspectiva la
operación del sistema.
3.3.2.4
Interfaces Humano Máquina
Estas unidades se diseñan sobre la base de un software muy usado en la industria
que se denomina WinCC, que se deriva de Windows Control Center. Este software debe
operara en conjunto con el SICAM PASCC, que permite el correcto intercambio de
información entre el WinCC y el SICAM PAS.
44
Por medio de éste sistema se puede dar un monitoreo constante de las variables de
alarmas y eventos de interés, además de crear una interface visual muy funcional para la
operación de la subestación con información del estado en tiempo real y con la posibilidad
de hacer operaciones de forma concentrada en un punto, sin necesidad de ingresar en el
patio de la subestación atendiendo cada equipo o incluso sin acudir a cada UCB. Una HMI
está compuesta por una vista general de la subestación, detalles de cada bahía o diámetro
para el caso de interruptor y medio, listas de alarmas, listas de eventos y ventana de la
topología (Figura 3.5)
Figura 3. 9: Vista general de la subestación Papagayo
En la figura 3.9, se muestra la pantalla inicial de la EOL, esta y todas las demás
pantallas cuentan con una barra de estado en la parte superior que da información sobre la
jerarquía de mando de la subestación y además permite cambiarla. En esta barra se cuenta
con botones de navegación entre algunas pantallas. En la parte inferior se tiene el unifilar
45
tanto en 230KV como en 34.5KV y botones que permiten la navegación a los detalles de
cada bahía. El unifilar es dinámico y muestra el estado de todos los elementos de control.
Para poder controlar una subestación en interruptor y medio se necesita una
perspectiva de todo el diámetro y no solo de la bahía por eso el detalle se hace por
diámetro. Un detalle de diámetro cuenta con la información de posición de los elementos, la
jerarquía de mando de todos los niveles, mediciones de las líneas o trafos, una miniatura de
la vista general y demás información que necesite el operador.
Figura 3. 10: Detalle de diámetro de la subestación Papagayo
Los detalles así como la vista general de contar con un botón para reconocer el
cambio de estado de cualquier variable ya que cuando una variable cambia de estado se
queda intermitente hasta que el operador se percate de lo ocurrido y le indique al programa
que ya está enterado.
Cuando en el diámetro hay bahías de línea se debe incluir botones para activar y
desactivar los recierres de las protecciones.
46
Los transformadores cuentan con mandos especiales para la regulación y operación
en paralelo, por lo que se creó una ventana para el control únicamente de éstos parámetros
como se ve en la figura 3.11.
Figura 3. 11: Detalle de Trafos. Subestación Papagayo.
En el detalle de trafos se pueden ver las señales de control de la regulación de
tensión y paralelismo, que son Control de Tensión Manual o Automático, operación en
paralelo, paro del cambiador de Tap y subir o bajar Tap.
Por último se incluye listas de alarmas y eventos que además de dar información, se
pueden guardar en un servidor para respaldo ante cualquier necesidad de análisis de
eventos.
47
Figura 3. 12: Lista de eventos de la subestación Papagayo
La EOL de ésta subestación se encuentra en la sala de control de la subestación
Liberia, ubicada a varios kilómetros de distancia. Por este motivo, se cuenta con una
computadora que funciona como cliente del SBDS, esta computadora es únicamente de
información (PI) es decir, no se puede dar mandos desde ella pero se puede ver lo mismo
que se ve en la EOL.
48
CAPÍTULO 4: Desarrollo del Protocolo
4.1
Enfoque del protocolo
Con el desarrollo del protocolo se pretende agilizar la puesta en marcha de la
subestación. El enfoque necesario para lograr esto, es por medio de un protocolo similar al
de las pruebas SAT 13 . Hasta el momento los tableros se prueban a nivel de fábrica,
únicamente evaluando las características constructivas, este es un avance importante, pero
hay errores que se pueden identificar únicamente por medio de pruebas funcionales.
Las pruebas en sitio, por sus características y ambiente de trabajo, que suele ser en
condiciones de mucha presión, no dan cabida a la corrección de errores de parametrización.
Es importante por lo tanto, que se haga una revisión integral del tablero, donde se tome en
cuenta cada uno de sus componentes con la respectiva parametrización. Para tal efecto es
necesario hacer una simulación de la operación de la subestación, y corroborar que las
señales entran y salen de las IED de los tableros. En la fábrica no se cuenta con los equipos
controlados (interruptores, seccionadoras, trafos, etc) es decir, no se cuenta con los
elementos del “nivel 0”, sin embargo éstas señales se pueden simular. Cuando se verifican
las señales implícitamente se está revisando el alambrado, aunado a esto se puede incluir
pruebas de mandos, mandos negados (cuando no se da el mando por que la jerarquía no lo
permite), indicaciones y demás señales desde los niveles 2 y 3. Además de la
parametrización de las UCB, se puede aprobar el diseño de la IHM y ajustarlo a las
necesidades del cliente.
Si se logra probar todos éstos parámetros, el trabajo en sitio se reduce únicamente al
cableado externo a los tableros y además con estas pruebas en fábrica se pueden identificar
problemas de diseño con la facilidad de hacer cambios mientras aún se está en la fábrica.
4.2
Partes del protocolo
Las partes que debe tener el protocolo de pruebas en fábrica de tableros de control
son formalidades, aspectos constructivos, prueba de señales, enclavamientos y
sincronización. a continuación se describe cada una y la forma en cómo se desarrollan.
13
El protocolo está basado en la referencia [7]
49
4.2.1 Formalidades
Un protocolo es un documento oficial en donde se da fe de que un equipo o
producto, cumple con las características deseadas, por lo tanto es necesario que haya lugar
para las formalidades del caso, es decir una página donde se indique el proyecto en donde
se va aplicar, el tipo de equipos que se van a aprobar, los participantes por parte del cliente
y el fabricante, los documentos usados y las firmas de aprobación. Esta será la primera
página del documento y debe ir una cada vez que se haga un tipo distinto de prueba. El
protocolo se incluye como Apéndice A, al final de este documento.
4.2.2 Aspectos Constructivos
Se debe revisar que el tablero esté constructivamente aceptable, es decir que el
acabado de la pintura esté uniforme, los cortes de las láminas sean rectos, exista orden en
las amarras de los cables, los bornes deben estar ordenados por número de forma
ascendente, las regletas con sus separadores, y todo etiquetado incluyendo el tablero. A esta
sección se le ha llamado a) Inspección del acabado de los tableros
La sección cuenta con un formulario para cada tablero este se muestra en la figura
4.1. En esta figura se puede ver el enunciado:
a.1) TC2
P1, LT LIB
P2,SECC MEDIA
P3, LT NCL
Esta es la información del tablero, indica a qué tablero corresponde y los equipos
con las bahías que controlan. Esto permite llevar el control en caso de cambios o errores en
un equipo en especial. A continuación se describen los demás ítems.
Etiquetas, Acabado, pintura, disposición de equipos.
Las etiquetas son rótulos que se pone a los bornes, regletas, equipos y al tablero, son
muy importantes y deben ser lo más claras posible, ya que el tablero es intervenido
generalmente bajo condiciones de emergencia, donde el equipo de mantenimiento debe dar
una respuesta rápida y no puede dar cabida a la duda.
El acabado se refiere a los cortes de las láminas, la fijación de los equipos y las
distintas partes que componen el gabinete del tablero, además la distribución de los cables y
“mongas” dentro de los ductos.
50
a.1) TC2
P1, LT LIB
P2,SECC MEDIA
P3, LT NCL
Etiquetas, Acabado, pintura, disposición de equipos
Observaciones:
Bornes: Timbrado BI BO, orden
Observaciones:
Regletas:
Observaciones:
Iluminación:
Observaciones:
Tomacorrientes:
Observaciones:
Calefacción
Observaciones:
Figura 4. 1: Vista de la sección a.1 del artículo 1. Protocolo para la ST PAP14
14
La Subestación de transmisión Papagayo se denomina como ST PAP
51
La pintura debe estar distribuida uniformemente para evitar corrosión y por
supuesto por razones estéticas.
Es de gran importancia corroborar que la distribución de equipos corresponde a los
planos del proyecto y que su ubicación obedece a la lógica.
Bornes: Timbrado BI BO, orden.
Opcionalmente a las pruebas funcionales en algunos casos en que las bahías tienen
similitudes entre ellas, se hacen pruebas funcionales en una de ellas y en las demás se
prueba la correspondencia entre los bornes y las entradas y salidas binarias. El DIGSI®
cuenta con la función prueba (TEST), donde si se alimenta una entrada binaria se puede ver
el cambio en línea en el Hardware TEST, así mismo se puede forzar las salidas binarias y
por medio de un multímetro probar continuidad a nivel de bornes. Estas dos pruebas
aseguran que el alambrado está bien.
Regletas:
Las regletas deben estar debidamente identificadas, si existen múltiples regletas en
un mismo riel, deben estar separadas con bornes de final de regleta.
Iluminación:
Los Tableros cuentan con un bombillo incandescente, este bombillo debe apagarse
cuando la puerta del gabinete se cierra.
Tomacorrientes:
Para efectos de mantenimiento el tablero cuenta con alimentación en corriente
alterna, se debe verificar la correcta polaridad.
Calefacción:
Para evitar la humedad, en los tableros se incluye una resistencia que se activa
cuando la temperatura desciende de un valor consigna, por lo que se prueba que ésta
efectivamente calienta.
Si el tablero cumple con cada una de éstas condiciones, se cuenta con un cuadro en
donde se hace una marca de aprobado. De lo contrario, en los espacios de observaciones, se
describe el problema encontrado.
52
4.2.3 Prueba de señales
Las señales en prueba son los mandos, indicaciones, alarmas y mediciones, los
enclavamientos y la función de sincronización se deja para artículos posteriores ya que se
consideran especiales.
Primero es importante definir los términos, nomenclatura y formato que se usará.
Esto se puede ver en la figura 4.2, que corresponde a la primera página de esta sección del
protocolo y que contiene dicha información.
b) Prueba de señales
Definiciones:
UCL:
EOL:
Patio:
Bahía:
Subestación:
CENCE:
Unidad de control Local
Estación de operación Local
Nivel 0, interruptor en local
Nivel 1, UCL en Local, Interruptor en remoto
Nivel 2, EOL en local, UCL en remoto
Centro de control, Nivel 3, EOL en Remoto
Nota: en la parte de pruebas mandos e indicación se ha denotado el nivel activo de operación, con un tono
de color como sigue:
Operación en Nivel 0
Operación en Nivel 1
Operación en Nivel 2
Operación en Nivel 3
Figura 4. 2: Pagina 1, sección b, prueba de señales. Protocolo ST PAP
Esta información se refiere principalmente a los mandos. Ya que se van a hacer
pruebas desde los distintos niveles de operación, se necesita términos que indiquen desde
cual nivel se tiene la capacidad de dar mandos: Patio, Bahía, Subestación o CENCE.
Además se implementaron diferentes tonalidades en las filas de las tablas para mandos, con
el fin de indicarle al encargado de la prueba, en qué nivel de operación está la subestación
53
según las condiciones iniciales que se hayan dado y de ésta forma tener una representación
visual de la respuesta esperada y de los mandos negados15.
Una vez que se definen los términos, viene una sección para cada equipo de los
tableros, es decir una por bahía de control. Esta sección se divide en Indicación de
seccionadoras manuales del módulo, Comprobación de mandos bloqueos e indicación,
Comprobación de Alarmas y por último Comprobación de mediciones
4.2.3.1
Indicación de seccionadoras manuales del módulo
En una subestación generalmente no todas las seccionadoras cuentan mando remoto,
aunque cuenten con un mecanismo de giro automatizado. Cuando no se cuenta con mando
remoto, en el sistema de control sólo se necesita la indicación de posición, por lo que en
ésta sección se verifican estas señales en todos los niveles ya que es información necesaria
para operar la subestación.
Se tiene una tabla (Tabla 4.1, abajo) con cada seccionadora y una columna para
indicar si se visualiza en cada uno de los niveles de control.
Tabla 4. 1: Prueba de indicaciones. Protocolo ST PAP
#
1
2
3
4
5
6
7
8
Indicación a probar
Seccionadora de Barra 89-2 Abierta
Seccionadora de Barra 89-2 Cerrada
Seccionadora de línea 89-3 Abierta
Seccionadora de línea 89-3 Cerrada
Seccionadora media 89-5 Abierta
Seccionadora media 89-5 Cerrada
Seccionadora de Tierra 89-4 Abierta
Seccionadora de Tierra 89-4 Cerrada
UCL
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
EOL
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
CENCE
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Además debe haber un espacio para observaciones.
4.2.3.2
Comprobación de mandos bloqueos e indicación
Todos los mandos de la bahía se prueban en esta sección, estos por lo general son
los de apertura y cierre del interruptor, apertura y cierre de la seccionadora de derivación16,
15
En el análisis de la prueba de mandos se puede observar mejor la función de los
tonos Sección 4.2.3.2
54
No
No
No
No
No
No
No
No
bloqueo de recierre en bahías de línea, mandos al regulador de tensión en el caso de bahías
de trafo.
Lo primero que se debe indicar son las condiciones iniciales para iniciar la prueba,
estas condiciones son necesarias para activar los permisos de operación (enclavamientos) y
para establecer el modo de mando inicial.
El objetivo por cumplir en éstas pruebas, además de corroborar que el alambrado
esté correcto, es que el mando se pueda dar desde el nivel de operación activo y que no se
pueda ejecutar desde los niveles inactivos, en el protocolo éstos niveles se llaman UCL,
EOL y CENCE.
La tabla por llenar para un interruptor (Tabla 4.2), debe indicar en qué modo de
operación se va a probar el mando (esta condición debe ir cambiando durante la prueba) y
en las columnas siguientes, dos casillas por columna, donde la que corresponde a la
respuesta esperada esté sombreada para identificar errores más rápido. Son tres columnas
para llenar, cada una para un nivel de mando distinto y el mando solo será afirmativo para
el nivel activo. Además, como se mencionó en la sección 4.2.3, en la primera columna se
tiene el tono de color que corresponde al nivel activo para cada fila.
Tabla 4. 2: Comprobación de mandos para el interruptor
#
Tipo acción
1
Indicación
2
3
4
5
6
7
8
9
10
16
Acción
manual e
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Indicación
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Acción
manual e
Descripción
Interruptor
cerrado
Pasar UCL
a Local
Mando
Apertura 52
Mando
Apertura 52
Mando
Apertura 52
Interruptor
abierto
Mando
Cerrar 52
Mando
Cerrar 52
Mando
Cerrar 52
Pasar UCL
a Remoto
UCL
Cerrado
Si
EOL
Cerrado
NO
Si
BAHÍA
Si
CENCE
Cerrado
NO
BAHÍA
NO
Si
NO
Si
NO
SUBESTACIÓN
Si
NO
Operó
SI
No
Operó
SI
No
Operó
Si
NO
Abierto
Si
Abierto
NO
Si
Abierto
NO
Si
NO
Operó
SI
No
Operó
SI
No
Operó
Si
NO
REMOTO
Si
NO
No aplica en éste caso por ser esquema de interruptor y medio
55
SUBESTACIÓN
Si
NO
SUBESTACIÓN
Si
NO
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Acción
manual e
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Acción
manual e
Acción
manual e
Acción
manual e
Mando
remoto
Acción
manual e
Mando
remoto
Acción
manual e
Mando
remoto
Acción
manual e
Acción
manual e
Mando
Apertura 52
Mando
Apertura 52
Mando
Apertura 52
Mando
Cierre 52
Mando
Cierre 52
Mando
Cierre 52
Pasar EOL
a Remoto
Mando
Apertura 52
Mando
Apertura 52
Mando
Apertura 52
Mando
Cierre 52
Mando
Cierre 52
Mando
Cierre 52
Pasar EOL
a Local
Pasar Selector
de Inte. a Local
Pasar UCL a
BAHÍA
Mando
Apertura 52
Pasar UCL a
REMOTO
Mando
Apertura 52
Pasar EOL a
CENCE
Mando
Apertura 52
Pasar EOL a
SUBESTACIÓ
Pasar Selector
Inte. a Remoto
Operó
SI
No
Operó
SI
No
Operó
Si
NO
Operó
SI
No
Operó
SI
No
Operó
Si
REMOTO
Si
NO
CENCE
NO
Si
CENCE
NO
Si
NO
Operó
SI
No
Operó
SI
No
Operó
Si
NO
Operó
SI
No
Operó
SI
REMOTO
Si
NO
PATIO
Si
NO
PATIO
Si
NO
No
SUBESTACIÓN
Si
NO
PATIO
Si
NO
PATIO
Si
NO
Operó
Si
NO
SUBESTACIÓN
Si
NO
SUBESTACIÓN
Si
NO
SUBESTACIÓN
Si
NO
Operó
SI
No
PATIO
Si
PATIO
NO
Si
NO
SUBESTACIÓN
Si
NO
Operó
SI
PATIO
Si
No
PATIO
NO
Si
CENCE
NO
Si
NO
Operó
PATIO
Si
PATIO
NO
REMOTO
Si
NO
Si
NO
SUBESTACIÓN
Si
NO
SI
No
SUBESTACIÓN
Si
NO
SUBESTACIÓN
Si
NO
Por último se incluye un espacio para observaciones, en éstas se pueden hacer
cualquier anotación incluso sobre el diseño de la IHM.
Para los demás mandos como Bloqueo/Desbloqueo de recierre, y los de regulación
de tensión en bahías de transformación, la tabla no cambia, a no ser que alguno de éstos
mandos definitivamente no se puede dar desde un nivel de operación como es el caso del
Manual/Automático de la regulación de tensión, además para reducir la extensión de la
prueba, solo se da el mando control Manual para el mando en modo subestación y
56
Automático para el modo CENCE, con esto se prueba que se den las dos condiciones de
mando y los dos niveles de operación. La tabla correspondiente se muestra a continuación.
Tabla 4. 3: Mandos de control de tensión Manual/Automático. Protocolo ST
PAP
#
1
2
3
4
5
6
7
8
9
4.2.3.3
Tipo acción
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Acción
manual
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Mando
remoto
Descripción
Ctrl. Ten.
Manual
Ctrl. Ten.
Manual
Ctrl. Ten.
Manual
Ctrl. Ten.
Manual
EOL
Remoto
Ctrl. Ten.
Automático
Ctrl. Ten.
Automático
Ctrl. Ten.
Automático
Ctrl. Ten.
Automático
UCL
EOL
Operó
Si
CENCE
NO
Operó
SI
No
Habilitado
Si
NO
Operó
SI
No
Operó
SI
No
Operó
Si
NO
Operó
SI
No
Operó
Si
Comprobación de Alarmas
Las alarmas son un caso especial de indicaciones, éstas aparecen en la IHM como
un listado, además cuando aparece debe haber una indicación sonora, que se quita una vez
que se hace el reconocimiento.
Para efectos de las pruebas, se fuerza la entrada binaria correspondiente a nivel de
bornes y se visualiza en el listado de alarmas de la EOL y en el simulador del Centro de
Control. La tabla 4.4 muestra como se implementó la prueba.
57
NO
Tabla 4. 4: Prueba de Alarmas. Protocolo ST PAP
ALARMA
#
Borne
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
xxx
4.2.3.4
Identificación de alarma
Disparo térmico del poten. Ref
Falla en Interruptor
Discrepancia de Polos
Operación del Interruptor
Disparo térmico CA/CD Modulo
Falla Fuente de Protecciones
Disparo térmico del poten. Comp
Falla Canal Disparo Protec Prim.
Libre
Libre
Libre
Libre
Libre
Libre
Libre
Libre
Libre
Libre
Al activarse la alarma
Al desactivarse la alarma
Aparición
Aparición Desapari. Alarma
Aparición Alarma
de
telegrama de listado auditiva
en listado auditiva
de alarmas consola
en CENCE de alarmas consola
telegrama
(desactiv.)
CENCE
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No Si
No
Comprobación de mediciones
Las mediciones son tomadas desde la bahía de control, ésta las envía por medio del
protocolo IEC 61850 hasta la unidad central y ésta a su vez a las IHM y al CENCE. Las
mediciones llegan a la unidad de control en valores del secundario de los TC y TP, por lo
tanto en la UCB se debe parametrizar la relación de transformación para que la unidad haga
el cálculo de los valores primarios. No todos los TC de la subestación cuentan con la misma
relación de transformación por lo que se debe tener claro este dato a la hora de hacer las
pruebas, además la medición debe tener correspondencia en la EOL y en el Centro de
Control. Para el caso del centro de control se envían sólo las potencias, por lo que es
importante verificar el cálculo del factor de potencia variando el desfase de la corriente con
respecto a la tensión. Para verificar la correspondencia del alambrado con los planos se
incluyó pruebas con diferentes tensiones y corrientes en las fases. La tabla 4.5. corresponde
a la prueba de mediciones y es válida para todas las bahías.
58
Tabla 4. 5: Comprobación de mediciones. Protocolo ST PAP
Consola
Bahía
Señal generada por fase
0 kV @ 0 y A @ 0°
VRnL, VSnL/2, VTnL/3
IRnL, ISnL/2, ITnL/3
VnL InL @ 0°
VnL InL @ 180°
VnL InL @ 90°
VnL InL @ 270°
VnL InL @ 30°
VnL InL@ 45°
VnL:
InL:
VnL:
InL:
V:
I:
Vrs:
Ir:
Is:
It:
P:
Q:
V
Consola
I
Vrs
Ir
Is
It
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
CENCE
P
x
x
kV
A
Voltaje de línea nominal
Corriente de línea nominal
Voltaje de línea
Corriente de línea
Voltaje de línea entre fases R y S
Corriente de fase R
Corriente de fase S
Corriente de fase T
Potencia activa
Potencia reactiva
4.2.4 Enclavamientos
El protocolo tiene un artículo dedicado a enclavamientos. Se les ha dado un trato
especial ya que se han implementado por Software y no alambrados como se hacía en otros
proyectos, para esto se necesita que las unidades intercambien información entre ellas sobre
la posición de las seccionadoras e interruptores.
Para los enclavamientos existen lógicas combinacionales que se implementan en las
UCB`s, para elaborar la tabla de prueba se usaron las lógicas del Anexo A, que son parte de
los planos del proyecto.
En algunos enclavamientos existen hasta 6 elementos, si consideramos que son
seccionadoras y que tienen tres posiciones (Abierta, cerrada, media carrera), nos da un
número de combinaciones posibles que se vuelve impráctico para efectos de prueba. Una
opción es probar únicamente las condiciones de una seccionadora que llevan a la activación
del enclavamiento, aunque la condición de las demás habiliten el permiso de operación, es
decir, probar el efecto de un elemento a la vez y no considerar los estados en que el
enclavamiento se activa porque dos o más de los elementos lo llevan a esa condición.
59
Q
x
x
En esquemas típicos de barras, generalmente las cuchillas de derivación cuentan con
enclavamientos en que intervienen gran cantidad de elementos, sin embargo la lógica es
muy simple ya que se implementa una compuerta lógica AND que se activa si todas las
demás seccionadoras de derivación están en estado abierto, por lo que para crear la tabla de
prueba simplemente se pone una de las seccionadoras en estado de cerrado y las demás en
estado abierto, el permiso de operación no se activa únicamente por esta cuchilla que está
cerrada, luego se van alternando las cuchillas. Es de esperar que si existiera otra u otras
seccionadoras en estado cerrado, con más razón no se active el permiso de operación, estas
son las pruebas que no se van a hacer.
Luego se prueban las combinaciones que deben llevar a la activación del permiso de
operación.
Cuando se trata de interruptor y medio, las lógicas se tornan un tanto menos
“lineales”, por lo que no es tan fácil como ir cambiando los elementos de estado uno por
uno. Para entender mejor esto se analizará el siguiente ejemplo.
La figura 4.3 muestra la lógica de enclavamientos para el interruptor de línea
(152L).
Figura 4. 3: Enclavamientos del interruptor (152L). ST PAP
La salida de ésta lógica es el permiso de cierre del interruptor, es decir el
enclavamiento está activado mientras en la salida no haya un “uno”. Ahora, parte de los
enclavamientos son las jerarquías de mandos y algunas alarmas, solo que para efectos de
60
prueba nos interesa únicamente el efecto de las seccionadoras. Para mayor facilidad se han
numerado los bloques. En general si una de las seccionadoras asociadas al interruptor está
en media carrera éste no debe cerrar ya que conduce a un arqueo en la seccionadora, sin
embargo la seccionadora 189L-3 está separada del interruptor por medio de la 189L-5, por
lo que si esta última está abierta, la posición de la 189L-3 es indiferente para el interruptor,
por esta razón en ésta lógica se pueden identificar dos grupos que pueden activar el permiso
de operación, éstos grupos los definen la AND número 2 y la AND número 6. Uno se
asocia a la seccionadora 189L-5 abierta (no interesa 189L-3) y el otro cuando está cerrada
(intervienen las tres seccionadoras).
A la prueba se le puede llamar tabla de verdad, la primera fila por crear obedece a la
condición en que todas las seccionadoras se encuentran a media carrera, por lo que la
respuesta esperada es que se intenta dar el cierre del interruptor, éste no se ejecute ya que
no hay permiso de operación.
Siguiendo la lógica descrita al principio, se debe probar el estado de cada una de las
seccionadoras que conduce al enclavamiento, para efectos prácticos la condición normal se
va tomar como cerrado aunque pudo haber sido el estado abierto, la tabla 4.6 muestra el
resultado final. La primera que se va a analizar es la 189L-5 ya que está presente en ambos
grupos, por lo tanto se hace una fila en que las demás seccionadoras están cerradas y la
189L-5 a media carrera. El interruptor no cierra.
Ahora se prueban las opciones del primer grupo (AND 2), es decir, los efectos de
las demás seccionadoras cuando la 189L-5 está abierta. Primero se analiza el efecto de la
189L-2. Se cierra la 189L-3, se tiene que la 189L-2 puede estar abierta, lo que debe
permitir el cierre del interruptor o a media carrera, donde el interruptor no debe operar.
Como para ambos casos las condiciones son las mismas y solo cambia la seccionadora en
estudio, se incluyen los dos estados en la misma fila y se manejan dos respuestas como
opciones 1 y 2. La 189L-3 no debería tener ningún efecto indistintamente de la condición
en que esté, esto se prueba en la cuarta fila.
Cuando la 189L- 5 está cerrada, se considera únicamente la AND 6, porque la AND
2 tendrá un “cero” como salida, ya que el abierto de la 189L-5 está en cero. Ahora si
intervienen las dos seccionadoras restantes, si una de las dos está en media carrera, en la
61
AND 6, se tendrá un “cero” y el permiso de operación no se activa. En las filas 5 y 6 se
prueba el efecto de que cada una de ellas esté abierta o a media carrera, en la opción 1 el
interruptor opera y en la segunda no lo hace, para cada fila.
Tabla 4. 6: Comprobación de enclavamientos para el Interruptor 152L
#
152L
189L-5
189L-2
Mando a 152M
189L-3
1
Abierto
MCarr
MCarr
MCarr
cerrar
2
Abierto
MCarr
Cerrado
Cerrado
cerrar
3
Abierto
Abierto
Cerrado
cerrar
4
Abierto
Abierto
5
Abierto
Cerrado
6
Abierto
Cerrado
MCarr
Abier
Cerrado
MCarr
Abier
Cerrado
Resultado Condición 1
NO
Si
Operó
NO
Si
MCarr
Abier
cerrar
Operó
Si
Si
cerrar
Operó
NO
Si
NO
Operó
NO
Si
Operó
Si
NO
Si
Operó
Si
MCarr
Abier
Operó
NO
Operó
cerrar
Cerrado
Resultado Condición 2
Operó
NO
Operó
NO
Si
Resumiendo, lo primero es identificar los bloques que bajo cierta condición pueden
activar o desactivar el enclavamiento, además se identifica el elemento que por sí solo
decide el grupo de bloques que va regir el resultado de la lógica. Se hacen pruebas con éste
elemento mientras los demás están en una condición que habilite el permiso de operación.
Luego se toma cada grupo de bloques y se prueba el efecto de cada uno de los
elementos que lo componen.
Para mejorar la comprensión se va a analizar la lógica de la 183L-3. (Figura 4.4)
62
NO
Figura 4. 4: Diagrama lógico para la seccionadora 189L-3. ST PAP
Se puede identificar tres bloques que llegan a una compuerta AND, es decir se
necesita que los tres tengan a la salida un “uno”. Existe un bloque que es la posición de la
seccionadora de puesta a tierra abierta, se hace una prueba para el efecto del estado de ésta,
mientras los demás bloques aportan un uno a la entrada de la AND.
Los otros bloques corresponden a los dos interruptores que pueden alimentar la
línea, con su respectiva seccionadora. Si la seccionadora está abierta, no interesa el estado
del interruptor, de lo contrario el interruptor debe estar abierto. Entonces se hace pruebas
con el estado de los elementos para observar el efecto de cada bloque cuando el otro tiene
un “uno” a la salida.
Tabla 4. 7: Comprobación de enclavamientos para la cuchilla de línea 189L-3
#
189L-4
189M-2
152M
189L-5
152L
1
Cerrado
Abierto
Abierto
Abierto
Abierto
2
Abierto
Mcarrera
Abierto
Abierto
Abierto
3
Abierto
Cerrado
Abierto
Abierto
4
Abierto
Abierto
Abierto
Mcarrera
Abierto
5
Abierto
Abierto
Abierto
Cerrado
Cerra
Abier
6
Abierto
Cerrado
Cerrado
Cerrado
Cerrado
7
Abierto
Abierto
Abierto
Abierto
Abierto
Cerra
Abier
63
Resultado Condición 1
Resultado Condición 2
PerOpe 89L-3 Activado
NO
Si
PerOpe 89L-3 Activado
Si
NO
PerOpe 89L-3 Activado
Si
NO
PerOpe 89L-3 Activado
Si
NO
PerOpe 89L-3 Activado
Si
NO
PerOpe 89L-3 Activado
Si
NO
PerOpe 89L-3 Activado
Si
NO
PerOpe 89L-3 Activado
Si
NO
PerOpe 89L-3 Activado
Si
NO
En el documento completo del protocolo en el Apendice A, se tienen todos los casos
para interruptor y medio.
4.2.5 Sincronización
La función de sincronización se hace actualmente a través de la bahía de control, los
ajustes que se pueden parametrizar se dan en la tabla 2.1, los valores mostrados son los de
fábrica. Para efectos de prueba se mantendrán éstos valores, solamente la diferencia
máxima en frecuencia se modificará de 0,1Hz a 0,5Hz.
Se pueden definir dos casos de sincronización: Dentro de los rangos de
sincronización definidos y fuera de estos rangos.
4.2.5.1
Valores Fuera de Rango
La sincronización se basa en la comparación de dos fuentes, si las diferencias son
mínimas entonces se permite la acción de cerrar un interruptor que interconecte ambas
fuentes. Se definen rangos alrededor de los valores nominales, si uno de los voltajes se sale
de esos rangos entonces no se permite la acción incluso sin verificar las diferencias entre
las tensiones. Es decir, es similar a un bloqueo de la función de sincronización, pero
tampoco se permite la acción de interconexión.
Por lo tanto la primera prueba se basa en verificar que las tensiones se encuentran
dentro de éstos rangos que están definidos en magnitud y en frecuencia, la idea es evaluar
que se cumple esto en los límites superiores e inferiores. Para poder saber que el mando se
da por valores fuera de rango y no por diferencias entre las tensiones por sincronizar, éstas
deben ser idénticas.
Para el límite superior se prueba con un valor fuera de rango y otro dentro, de igual
manera para el límite inferior, en la tabla 4.8 se muestran los valores para un rango de
tensiones de 90V a 110V y un rango de frecuencias de 57 a 63.
64
Tabla 4. 8: Comprobación del rango de sincronización. Protocolo ST PAP
#
1
2
3
4
5
6
7
8
4.2.5.2
Vs-t Línea
(V)
Vs-t Barra
(V)
111
111
Resultado
f Línea (Hz) f Barra (Hz)
Operó
60
60
NO
Si
Operó
109
109
60
60
Si
NO
Operó
91
91
60
60
Si
NO
Operó
89
89
60
60
NO
Si
Operó
100
100
64
64
NO
Si
Operó
100
100
62
62
Si
NO
Operó
100
100
58
58
Si
100
100
56
56
Si
NO
Operó
NO
Valores dentro del rango de sincronización
Cuando las tensiones se encuentran dentro de rango, entonces la función de
sincronización se activa y las compara para verificar que las diferencias de magnitud,
frecuencia y fase, sean mínimas. Para esto se analiza alrededor de los límites del rango de
diferencias permisibles como se puede obsevar en la tabla 4.9. Para cada prueba se
mantienen las demás condiciones y se varía la variable en estudio, ya sea magnitud,
frecuencia o fase.
65
Tabla 4. 9: Prueba para valores dentro del rango de sincronización. Protocolo
ST PAP
#
1
2
3
4
Vs-t Línea
(V)
Vs-t Barra
(V)
103
100
f Línea (Hz) f Barra (Hz)
Fase Lin
(Grados)
Fase Barr
(Grados)
0
0
Resultado
Operó
60
60
Operó
101
100
60
60
0
0
Si
99
100
60
60
0
0
Si
100
100
60
60
0
0
100
60
60,6
0
0
NO
Si
Operó
100
6
NO
Si
Operó
6
5
NO
Operó
100
8
NO
Operó
5
7
NO
Si
100
60
60,4
0
0
Si
NO
Operó
100
100
60
59,6
0
0
Si
NO
Operó
100
100
60
59,4
0
0
NO
Si
Operó
100
100
60
60
0
11
NO
Si
Operó
100
100
60
60
0
9
Si
NO
Operó
7
100
100
60
60
0
-9
Si
NO
Operó
8
100
100
60
60
66
0
-11
Si
NO
CAPITULO 5: Conclusiones y recomendaciones
Además de que no se han desarrollado documentos oficiales para prueba de tableros
de control de subestaciones a nivel de fábrica, este proyecto tiene características que lo
hacen exclusivo por el tipo de subestación en la que se aplicó como lo es el tipo de esquema
de barras usado, la implementación de los enclavamientos por medio de software, el uso de
la UCB para sincronismo y el uso del protocolo IEC 61850 para el intercambio de
información entre equipos.
El protocolo se basó en un protocolo usado para las pruebas en sitio de la
subestación Cariblanco, esto porque está pensado con el fin de simular, en la medida de lo
posible, la función de cada uno de los tableros dentro de la subestación. Para lograr esto se
implementaron pruebas funcionales en donde se pueda evaluar la capacidad de intercambio
de información entre los equipos usando el protocolo IEC.
Se
incluyeron
pruebas
de
enclavamientos
y
sincronización,
funciones
implementadas en la bahía de control y por lo tanto de especial interés para los clientes
finales ya que son mecanismos de innovación en cuanto a control de subestaciones se
refiere.
Para aplicar pruebas de esta magnitud a nivel de fábrica, se debe contar con espacio
donde ubicar los tableros para las pruebas, fuentes de corriente directa de una capacidad tal
que permitan alimentar simultáneamente los equipos de control de las bahías ubicadas en
los tableros, los equipos necesarios para la implementación de la red Ethernet, el listado de
telegramas para el envío de señales al centro de control, computadoras para las diferentes
funciones con los programas y la parametrización instalados, equipos para generar señales
de medición, simuladores de los equipos de nivel uno como lo son interruptores y
seccionadoras. Todo esto complementa el protocolo y se necesita para que se cumplan los
objetivos planteados.
Se logró aplicar una parte del protocolo en las pruebas de tableros de otras
subestaciones que forman parte del proyecto Papagayo, con esto se identificaron algunos
67
cambios en el formato del documento que ya están implementados, como lo son agrupar los
formularios de inspección visual por tablero y no por equipos, incluir espacio para la
aceptación de pruebas de timbrado y especificar algunos detalles de interés para el cliente,
como lo son las etiquetas de regletas, bornes e incluso el tablero.
Se sugiere unir todas las partes de prueba de un mismo tablero para así poder
aprobar el tablero completo y no por partes como está planteado, aunado a esto en la
primera hoja de las pruebas de cada tablero se debe dar cabida para firmas de aprobación
del tablero y no de toda la subestación como está planteado, esto para efecto de pagos
parciales de la obra. Para efectos de garantía se debe tomar nota del número de serie el
MLFB de cada equipo presente en los tableros.
Este no es un documento oficial, pero brinda las pautas para hacer unas pruebas en
fábrica para mitigar los problemas que se puedan presentar en la puesta en marcha. Además
de esto da una introducción a los esquemas de interruptor y medio que apenas se están
conociendo en nuestro país y a las técnicas de control moderno de subestaciones eléctricas.
68
BIBLIOGRAFÍA
[1] Alpízar, Alejandro. “Análisis comparativo de subestaciones eléctricas de
distribución en la Compañía 1acional de Fuerza y Luz S.A., convencionales tipo
exterior y tipo interior compactas utilizando celdas metalclad”. 2005
[2] Muños, L. “Definición de una nueva metodología para el diseño de
subestaciones eléctricas del sistema eléctrico nacional, cumpliendo con los criterios de
seguridad operativa”. 2002
[3] Siemens AG. “CATALOGO SIP”. 2006
[4] Rojas, Gabriel. “Evaluación de un sistema de control distribuido para la
Subestación Toro del Instituto Costarricense de Electricidad”. 2007
[5] De León, Orlando. “Creación de un manual estandarizado para la entrega de
obras electromecánicas en subestaciones”.2002
[6] Castro, Marlon. “Elementos para el diseño de sistemas de control y
distribución física en subestaciones”. 2004
[7] ICE. “Protocolo para actividades de puesta en marcha: Subestación
Cariblanco”. 2007
69
APE1DICE:
70
A
Protocolo de pruebas FAT, tableros de control. ST
PAPAGAYO
71
A1EXOS:
72
A
Planos de las lógicas de enclavamientos. ST Papagayo
73
B
Planos de equipo de control. ST Papagayo
74