Desarrollo de los diagramas de principio y de circuito de la s/e las

Transcripción

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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
DESARROLLO DE LOS DIAGRAMAS DE PRINCIPIO Y DE CIRCUITO DE LA S/E LAS
FLORES IV EN 110 kV
Por
Francisco José Mauro Muñoz
INFORME FINAL DE PASANTÍA
Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sartenejas, Noviembre del 2009
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
DESARROLLO DE LOS DIAGRAMAS DE PRINCIPIO Y DE CIRCUITO DE LA S/E LAS
FLORES IV EN 110 kV
Por
Francisco José Mauro Muñoz
TUTOR ACADÉMICO: Prof. Juvencio Molina
TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Francisco Gil
INFORME FINAL DE PASANTÍA
Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sartenejas, Noviembre del 2009
3
DISEÑO DE LOS DIAGRAMAS DE PRINCIPIO Y DE CIRCUITO DE LA S/E LAS
FLORES IV EN 110 kV
Por Francisco José Mauro Muñoz
RESÚMEN
En este trabajo se hizo parte de la ingeniería de detalle para la ampliación de la subestación “las
flores IV”, perteneciente al complejo de generación termoeléctrica Termoflores ubicada en
Barranquilla, Colombia. El trabajo abarcó el patio de 110 kV donde se agregaron nuevos equipos
de maniobra, una segunda barra y una bahía de acople de barras para interconectar la barra
existente con la nueva que funcionará como barra de transferencia. El proyecto incluyó el estudio
del funcionamiento de la subestación, la disposición de equipos, identificación de los mismos
partiendo de los planos existentes y fotografías tomadas en un levantamiento de información
ejecutado por AB Proyectos, para el desarrollo de los diagramas funcionales, de principio y de
circuito de servicios auxiliares y control de una nueva bahía de acople de barras.
Adicionalmente a los diagramas, se generó un manual de operaciones adaptado al nuevo
unifilar con las consigas operativas y se especificó un controlador de bahía que hará las funciones
de supervisión, medición, sincronismo y ejecución de maniobras de la bahía de acople.
iv
4
DEDICATORIA
A mis dos madres, Yolanda y Blanquita, porque gracias a su
amor, apoyo y oraciones, hicieron posible la consecución de
esta importante meta, mil gracias por todo, LAS AMO.
v
5
AGRADECIMIENTOS
A mi familia por haberme acompañado y guiado todo este tiempo para poder llegar hasta aquí.
A la Ilustre Universidad Simón Bolívar por haberme dado la formación necesaria para
emprender el largo vuelo, un millón de buenas y malas experiencias que me han hecho crecer, y
diez mil cosas más que necesitarían exclusivamente un libro para ser enumeradas.
A la empresa AB Proyectos e inspecciones por darme la oportunidad de desarrollar en un
ambiente lleno de profesionalismo y cooperación, mi proyecto final de pasantía. Agradezco de
manera muy especial a los colegas Francisco Gil, Ángel Ramírez y Gustavo Izaguirre por su
ayuda incondicional en todas mis labores dentro de la empresa.
A mi tutor académico, profesor y amigo Ing. Juvencio Molina por guiarme en esta experiencia,
estar siempre dispuesto a atender mis inquietudes y tenderme una mano amiga en cualquier
situación difícil…muchas gracias colega.
A mis compañeros de trabajo de la coordinación de ingeniería eléctrica conformada por el
Profesor Miguel Martínez, quien siempre supo atenderme con amabilidad y gentileza y a las
chicas Benincia Rosales y Maria Teresa Yépez que me trataron con cortesía y afecto en todo
momento…mil gracias.
A todos los amigos que me acompañaron en este gran viaje, a la gente de eléctrica y demás
carreras así como también personas fuera de la universidad, ya que sin ustedes no hubiera sido
posible la consecución de este logro…muchísimas gracias.
Finalmente a todos aquellos que de alguna u otra manera colaboraron para que todo esto fuera
posible. No los he olvidado pero es difícil nombrarlos a todos. Cada uno de ustedes un guardado
un lugar muy importante y siempre contarán con mi apoyo. Solo me resta decirles: ¡GRACIAS
TOTALES!
vi
6
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO 1 .................................................................................................................................. 1
INTRODUCCIÓN........................................................................................................................... 1
1.1
Objetivos Generales................................................................................................................2
1.2
Objetivos específicos..............................................................................................................2
CAPÍTULO 2 .................................................................................................................................. 4
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA............................................................................................... 4
2.1
Reseña histórica......................................................................................................................4
2.2
Política de calidad...................................................................................................................5
2.3
Visión .....................................................................................................................................5
2.4
Misión.....................................................................................................................................5
2.5
Organigrama funcional de la empresa AB proyectos e inspecciones.....................................6
CAPÍTULO 3 .................................................................................................................................. 7
CONCEPTOS BÁSICOS DE SUBESTACIONES ........................................................................ 7
3.1
Concepto de subestación eléctrica..........................................................................................7
3.2
Tipos de subestaciones ...........................................................................................................8
3.2.1
Por función que desarrollan.................................................................................................8
3.2.2
Por la tensión que manejan..................................................................................................8
3.3
Capacidad ...............................................................................................................................8
3.4
Tensión ...................................................................................................................................8
3.5
Diagrama unifilar....................................................................................................................9
3.5.1
Arreglo de barra simple y barra simple con by-pass ...........................................................9
3.5.2
Arreglo de barras simples seccionadas..............................................................................10
3.5.3
Arreglo de doble barra principal con interruptor simple ...................................................10
vii
7
3.5.4
Arreglo de barra principal y barra de transferencia...........................................................11
3.5.5
Arreglo de interruptor y medio..........................................................................................12
3.5.6
Arreglo en anillo................................................................................................................13
3.6
3.6.1
Equipos de maniobra de una subestación .............................................................................13
Interruptor de potencia.......................................................................................................13
3.6.1.1 Interruptor en gran volumen de aceite............................................................................13
3.6.1.2 Interruptores en vacío .....................................................................................................14
3.6.1.3 Interruptor en hexafluoruro de azufre (SF6)...................................................................14
3.6.2
Seccionadores ....................................................................................................................15
3.7
Servicios auxiliares...............................................................................................................16
3.8
Medición...............................................................................................................................17
3.8.1
Aparatos de medición en una subestación.........................................................................17
3.8.1.1 Transformadores de tensión y corriente .........................................................................17
3.8.1.2 Amperímetro...................................................................................................................18
3.8.1.3 Voltímetro.......................................................................................................................18
3.8.1.4 Frecuencímetro ...............................................................................................................18
3.8.1.5 Medidor de factor de potencia ........................................................................................19
3.8.1.6 Vatímetro ........................................................................................................................19
3.8.1.7 Vármetro.........................................................................................................................19
3.8.2
Sistemas de medición ........................................................................................................20
3.8.2.1 Sistema de medición local ..............................................................................................20
3.8.2.2 Sistema de medición remoto ..........................................................................................20
3.9
Protecciones..........................................................................................................................21
3.9.1
Relé de sobrecorriente (50) y de sobrecorriente temporizado (51) ...................................22
3.9.2
Relé de distancia (21) ........................................................................................................22
viii
8
3.9.3
Relé de mínima tensión (27)..............................................................................................22
3.9.4
Relé direccional de sobrecorriente (67).............................................................................22
3.9.5
Relé diferencial de barra (87) ............................................................................................22
3.9.6
Relé de disparo y bloqueo (86)..........................................................................................23
3.9.7
Relé receptor por hilo piloto (85) ......................................................................................23
3.9.8
Relé de sincronismo (25)...................................................................................................23
3.10 Control ..................................................................................................................................23
3.10.1 Diagramas..........................................................................................................................24
3.10.1.1 Conceptos básicos en diagramas ....................................................................................24
3.10.1.2 Diagramas funcionales ...................................................................................................25
3.10.1.3 Diagramas de principio...................................................................................................25
3.10.1.4 Diagramas de circuito.....................................................................................................25
3.10.2 Elementos usados en control de subestaciones..................................................................26
3.10.2.1 Elementos ejecutores ......................................................................................................26
3.10.2.2 Dispositivos de alarma ...................................................................................................26
3.10.2.3 Dispositivos de protección .............................................................................................26
3.10.2.4 Dispositivos de medición ...............................................................................................27
3.10.2.5 Dispositivos de mando y señalización............................................................................27
3.10.2.6 Cables de control ............................................................................................................27
3.10.2.7 Gabinetes ........................................................................................................................27
CAPÍTULO 4 ................................................................................................................................ 29
DETALLES DEL PROYECTO FLORES IV ............................................................................... 29
4.1
Descripción general de la central termoeléctrica Las Flores................................................29
4.2
Descripción general de la subestación eléctrica “Las Flores IV”.........................................30
4.2.1
Descripción del control actual de la subestación...............................................................34
ix
9
4.3
Descripción del proyecto de ampliación de la subestación ..................................................37
4.3.1
Instalación de una bahía de acople ....................................................................................38
4.3.2
Instalación de nuevos seccionadores de barra y tableros ..................................................41
4.3.3
Instalación de un transformador de potencial....................................................................42
CAPÍTULO 5 ................................................................................................................................ 46
DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE............................................................... 46
5.1
Alcance del trabajo ...............................................................................................................46
5.2
Consignas operativas con el nuevo arreglo de barras de la subestación ..............................47
5.2.1
Consignas operativas para la bahía línea Oasis .................................................................48
5.2.1.1 Energización de un circuito a 110 kV ............................................................................48
5.2.1.3 Operación by-pass bajo carga-conexión.........................................................................50
5.2.1.4 Operación by-pass bajo carga-desconexión ...................................................................50
5.2.1.5 Cierre de un interruptor de circuito 110 kV ...................................................................51
5.2.1.6 Transferencia de un circuito de 110 kV de barraje de reserva al barraje principal ........52
5.2.1.7 Transferencia de un circuito de 110 kV del barraje principal al barraje de reserva .......53
5.2.2
Consignas de operación para el acople de barras ..............................................................53
5.2.2.1 Prueba cierre interruptor.................................................................................................53
5.2.2.2 Para energizar el barraje de reserva................................................................................53
5.2.2.3 Para energizar un circuito ...............................................................................................53
5.2.2.4 Para sincronizar el barraje de reserva con el barraje principal .......................................54
5.4
Diseño de los servicios auxiliares en corriente alterna y continua para los nuevos equipos
en el lado de 110 kV ......................................................................................................................55
5.4.1
Diagramas de principio de servicios auxiliares en corriente alterna .................................56
5.4.1.1 Diagrama de principio del tablero +TSACAT4 .............................................................57
5.4.1.2 Diagrama de principio del tablero +GCS110-1..............................................................57
x
10
5.4.2
Diagramas de principio de servicios auxiliares en corriente continua ..............................58
5.4.3
Diagramas de circuito de servicios auxiliares en corriente alterna ...................................59
5.4.3.1 Alimentación CA Tablero +TSACAT4..........................................................................60
5.4.3.2 Ausencia de tensión 208/120 V CA ...............................................................................60
5.4.3.3 Medidas de tensión y corriente +TSACAT4 ..................................................................60
5.4.3.4 Circuitos de salida +TSACAT4......................................................................................60
5.4.3.5 Sistema de calefacción e iluminación +TSACAT4........................................................61
5.4.3.6 Señalización de falla en CA +TSACAT4.......................................................................61
5.4.3.7 Alimentación CA Tablero +GCS110-1 ..........................................................................62
5.4.3.8 Circuitos de salida en CA +GCS110-1...........................................................................62
5.4.3.9 Sistema de calefacción e iluminación en CA +GCS110-1 .............................................63
5.4.3.10 Señalización de falla en CA +GCS110-1: ......................................................................63
5.4.4
Diagramas de circuito de servicios auxiliares en corriente continua..............................63
5.5
Especificación del controlador de bahía para el acople de barras ........................................64
5.6
Esquemas de control de la bahía de acople de barras...........................................................65
5.6.1
Diagramas de circuito de control del acople de barras......................................................66
5.6.1.1 Iluminación y calefacción armario +GCS110-1.............................................................66
5.6.1.2 Alimentación equipos en patio .......................................................................................66
5.6.1.3 Transformador de tensión capacitivo .............................................................................67
5.6.1.4 Servicios auxiliares 120/208 VCA iluminación, tomas y calefacción ...........................67
5.6.1.5 Selectores de discrepancia ..............................................................................................67
5.6.1.6 Distribución de polaridades VCC...................................................................................68
5.6.1.7 Discrepancia de posición ................................................................................................69
xi
11
5.6.1.8 Secundario transformador de tensión abierto .................................................................69
5.6.1.9 Falla auxiliares en CA y CC ...........................................................................................69
5.6.1.10 Relés repetidores de posición selector local remoto.......................................................69
5.6.1.11 Circuito de apertura interruptor ......................................................................................70
5.6.1.12 Circuito de cierre interruptor ..........................................................................................70
5.6.1.13 Circuito de apertura y cierre de seccionadores...............................................................71
5.6.1.14 Alarmas y señalización interruptor IC1-7130 ................................................................71
5.6.1.15 Contactos repetidores de posición interruptor IC1-7130................................................71
5.6.1.16 Contactos repetidores de posición seccionadores de acople ..........................................72
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................ 73
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................... 74
APÉNDICES ................................................................................................................................. 75
xii
12
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Niveles de tensiones normalizadas en Colombia. ............................................................. 9
Tabla 2. Equipos de maniobra de la bahía LN-701 ....................................................................... 33
Tabla 3. Equipos de maniobra de la bahía CT-2 ........................................................................... 33
Tabla 4. Equipos de maniobra de la bahía Autotrafo .................................................................... 34
Tabla 5. Equipos de maniobra de la bahía del transformador de Servicios Auxiliares................. 34
Tabla 6. Nombres de tableros de control de todas las bahías ........................................................ 42
Tabla 7. Equipos nuevos de maniobra a instalarse por bahía........................................................ 43
xiii
13
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Organigrama funcional de la empresa AB Proyectos e Inspecciones.............................. 6
Figura 2. Diagrama general de un sistema de potencia ................................................................... 7
Figura 3. Arreglo de barra simple y barra simple con by-pass...................................................... 10
Figura 4. Arreglo de barras simples seccionadas .......................................................................... 10
Figura 5. Arreglo de doble juego de barra con acoplamiento ....................................................... 11
Figura 6. Arreglo de barra principal y barra de transferencia ....................................................... 12
Figura 7. Arreglo de interruptor y medio ...................................................................................... 12
Figura 8. Arreglo en anillo ............................................................................................................ 13
Figura 9. Interruptor de potencia en SF6....................................................................................... 15
Figura 10. Seccionador de potencia............................................................................................... 16
Figura 11. Esquema básico de una protección de sobrecorriente.................................................. 21
Figura 12. Ubicación geográfica de la planta Las Flores .............................................................. 29
Figura 13. Subestación Las Flores IV, patio 220 kV..................................................................... 31
Figura 14. Diagrama unifilar actual de la subestación en el lado de 110 kV ................................ 32
Figura 15. Frontal del tablero de control TC1 en la caseta de la subestación ............................... 36
Figura 16. Panel de alarmas del tablero de la línea oasis .............................................................. 37
Figura 17. Diagrama unifilar de servicios auxiliares en corriente alterna..................................... 39
Figura 18. Diagrama unifilar de servicios auxiliares en corriente continua.................................. 40
Figura 19. Diagrama unifilar de la subestación Las Flores IV con el nuevo arreglo de barras..... 44
Figura 20. Interconexión para el manejo de señales de los equipos de la subestación por bahía . 45
Figura 21. Parte del unifilar para explicar las consignas del manual de operación....................... 48
Figura 22. Orden implementado para el diseño de todos los esquemáticos .................................. 55
Figura 23. Diagrama de bloques del diseño de los servicios auxiliares de la subestación............ 56
xiv
14
Figura 24. Diagrama de principio del tablero +TSACAT4 ........................................................... 58
Figura 25. Diagrama de principio en CC del tablero +GCS110-1 ................................................ 59
Figura 26. Alimentación del tablero +TSACAT4 ......................................................................... 62
Figura 27. Controlador de bahía marca Siemens modelo 6MD66 ................................................ 65
Figura 28. Diagrama de bloques del diseño de los esquemáticos de control de la subestación. ... 66
xv
15
LISTA DE ABREVIATURAS
A:
Amper
ANSI: American National Standard Institute.
AWG: American Wire Gauge.
CA:
Corriente alterna.
CC:
Corriente continua.
CCT: Centro de control TRANSELCA.
IEC:
International Electrotechnical Commission o Comisión Electrotécnica Internacional.
ISO:
International Organization for Standardization
kA:
Kilo Amperios.
kV:
Kilo Voltios.
kVA: Kilo Voltio Amper.
kW:
Kilo vatios.
MCB: Mini Circuit Breakers ó Mini interruptores termomagnéticos.
MW: Mega vatios.
RTU: Remote Terminal Unit ó unidad terminal remota.
SF6:
Hexafloruro de azufre.
TC:
Transformador de corriente.
TP:
Transformador de potencial ó puede ser expresado como TT (transformador de tensión).
V:
Voltios.
VAr: Voltio Amperes reactivos.
VCA: Voltios en corriente alterna.
VCC: Voltios en corriente continua.
xvi
1
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN
El crecimiento en la demanda energética de la costa atlántica de Colombia y en particular de
Barranquilla, ha originado la necesidad de aumentar la capacidad de generación en el área.
Termoflores, consorcio encargado de la planta de generación termoeléctrica las flores y siguiendo
un plan estratégico de desarrollo, decidió ampliar su capacidad con la incorporación de un ciclo
combinado llamado flores IV que aportará 169 MW adicionales al sistema.
La expansión conlleva la ampliación de la subestación las flores IV que tiene un nivel de
tensión 220 kV/110 kV. El nuevo generador estará conectado al patio de 220 kV y la ampliación
también tocará el patio de 110 kV donde se pasará de un sistema de barra sencilla con by-pass a
uno de barra principal y de transferencia interconectadas a través de una nueva bahía de acople
compuesta de un interruptor de potencia y dos seccionadores. La bahía de acople tendrá la
función de proteger el sistema mientras uno de los interruptores de bahía este en mantenimiento o
fuera de servicio.
La empresa AB proyectos e inspecciones tiene como tarea el desarrollo de los esquemáticos de
control de la bahía de acople. Dichos diagramas comprenden los servicios auxiliares para
alimentar los nuevos equipos que harán posible el cambio de arreglo de barras y los diagramas de
control de la bahía donde se incorporaron las nuevas señales y se migraron las existentes para
poder cumplir con el correcto funcionamiento del sistema. El control se hará a través de un
controlador numérico de bahía con el cual se busca modernizar las instalaciones y aumentar la
confiabilidad del sistema. Dicho controlador hará la integración de señales provenientes de los
equipos existentes y los nuevos, tomando en cuenta que las señales existentes están siendo
manejadas por control analógico-convencional.
2
El alcance del proyecto comprende desarrollar alrededor 77 planos de diagramas de principio y
circuito del acople de barras sin intervenir en el control de las bahías existentes, es decir; se
dejarán expresadas las señales provenientes de las otras bahías que funcionan de manera
analógica.
Como base para el desarrollo de la ingeniería se utilizaron los planos de una salida de línea de
transmisión instalada en el año 1994, el manual de operaciones o filosofía de operación del lado
de 220 kV que ya cuenta con un arreglo de barra principal mas barra de transferencia y los
diagramas funcionales de la bahía de acople del patio de 110 kV diseñados por la sede de AB
proyectos ubicada en Bogotá, Colombia.
1.1
Objetivos Generales
•
Realizar parte de la ingeniería de detalle de la subestación las flores IV en el lado de 110
kV para la nueva bahía de acople de barras, abarcando el diseño de los diagramas de
principio y de circuito de servicios auxiliares y control de todos los equipos involucrados.
1.2
Objetivos específicos
•
Estudiar la información suministrada por la empresa de generación Termoflores S.A. para
migración de la S/E desde arreglo de barra simple a barra principal mas barra de
transferencia, a través de la revisión y familiaridad de planos de disposición de equipos,
esquema de barra principal y de transferencia, diagramas unifilares, fotos de la caseta de
la subestación y de los equipos en patio.
•
Desarrollar los diagramas de principio de los servicios auxiliares en corriente alterna y
continua de la nueva bahía los cuales muestran de manera general como llevará a cabo la
alimentación de los nuevos equipos de la subestación en el patio de 110 kV.
•
Diseñar los diagramas de circuito de control para la bahía de acople, mostrando en detalle
el conexionado de borneras y tableros de agrupamiento, incorporando los enclavamientos
y señales necesarias para llevar a cabo el correcto funcionamiento de la subestación,
tomando en cuenta que el control se hará a través de un controlador de bahía digital.
3
•
Especificación del controlador numérico de bahía para el acople de barras y la
actualización de un manual de operación basado en el existente en el patio de 220 kV para
la subestación, que contenga las consignas operativas con el nuevo esquema de barra
principal y de transferencia.
4
CAPÍTULO 2
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
2.1
Reseña histórica
Fundada en 1990 en Venezuela y en 1992 en Colombia, AB Proyectos ha contribuido al
desarrollo integral de sus empleados, a través de la participación en proyectos que han generado
desarrollo social y económico en las diferentes áreas geográficas en donde se desarrollan. El
nombre de AB Proyectos ha estado asociado al suministro de servicios de ingeniería e inspección
para la industria.
Su campo de acción se ha expandido a diferentes disciplinas incluyendo el diseño conceptual,
básico y de detalle, la gestión de compra de materiales, la evaluación de proveedores, el control
gerencial de proyectos, la inspección y agilización en planta, el aseguramiento de la calidad y los
programas de entrenamiento.
En 1998, AB Proyectos expande la cobertura de sus servicios en el ámbito internacional,
mediante la suscripción de convenios de asistencia y apoyo técnico con firmas internacionales, lo
cual permite ofrecer servicios en Estados Unidos, España, Francia, Inglaterra, Italia, Japón,
México y Argentina.
Actualmente AB Proyectos dispone de oficinas nacionales en Caracas (Sede Principal), El
Tigre, Puerto La Cruz, Maturín y Maracaibo. En el extranjero dispone de oficinas operativas
propias en Bogota, Quito, Lima y Santa Cruz de la Sierra, Bolivia
AB Proyectos ha suministrado servicios para una amplia variedad de industrias en las áreas de
recursos energéticos y minerales, producción y refinamiento de petróleo, metalurgia, química y
petroquímica, cementeras, y plantas de generación y transmisión de energía eléctrica.
5
Mediante la inversión continua en equipos con tecnología de punta y técnicas modernas de
información, el personal de ingenieros y técnicos de AB Proyectos está en capacidad de utilizar
nuevos recursos para intercambiar información, experiencias y agregar valor al servicio
suministrado a nuestros clientes.
2.2
Política de calidad
AB Proyectos es una compañía que provee servicios de consultoría en el área de ingeniería y
actividades afines, que tiene como Política conseguir la plena satisfacción de sus clientes a través
de la prestación de servicios confiables, de óptima calidad, a precios competitivos, con recursos
de alta tecnología y personal calificado; con el objetivo de conseguir una posición destacada
dentro de las compañías del sector, desarrollando proyectos de consultoría en diseño, gerencia de
proyectos, gestión de compras e inspección; asegurando el cumplimiento y mejoramiento
continuo del sistema de gestión de calidad mediante el control de sus procesos y revisiones
gerenciales periódicas.
La aplicación de las politicas de calidad, visión y misión de la empresa son respaldadas por la
Certificación Fondonorma ISO 9000.
2.3
Visión
Ser los más confiables, eficientes y profesionales entre las compañías de servicios.
2.4
Misión
Proveer Servicios a nuestros clientes, basados en los más modernos procedimientos, normas y
técnicas de Ingeniería y Aseguramiento de Calidad. Estos servicios serán suministrados en forma
oportuna, respetando y aplicando las mejores prácticas de seguridad industrial, protección del
ambiente y con el mejor beneficio económico posible.
6
2.5
Organigrama funcional de la empresa AB proyectos e inspecciones.
Presidencia
SYSO
Legal Calidad
C.S.S.L.
Dirección Operativa Gerencia Sistemas Gerencia Ingeniería Gerencia Técnica Proyectos Coordinación Captación y Desarrollo Dirección Comercial
Gerencia Procura Gestión humana Coordinador
De mercadeo
Coordinador
De ofertas Coordinación Compensación Y beneficios Dirección Administrativa
Coordinación Serv. Y Logística Admón. contratos Coordinación Contable Tesorería
Figura 1. Organigrama funcional de la empresa AB Proyectos e Inspecciones
7
CAPÍTULO 3
CONCEPTOS BÁSICOS DE SUBESTACIONES
3.1
Concepto de subestación eléctrica
Es un nodo compuesto de una serie de dispositivos eléctricos, que forman parte de un
sistema eléctrico de potencia y nos permiten cambiar las características de la energía eléctrica, en
la figura 2 se presenta un sistema de potencia. Sus funciones principales son: transformar
tensiones y derivar circuitos de potencia.
Figura 2. Diagrama general de un sistema de potencia
8
3.2
Tipos de subestaciones
Existen varias maneras de clasificar las subestaciones, entre estas tenemos:
3.2.1
3.2.2
3.3
Por función que desarrollan
•
Subestaciones transformadoras de tensión (Elevadoras o reductoras).
•
Subestaciones de maniobra.
•
Subestaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores).
Por la tensión que manejan
•
Subestaciones de transmisión. Por encima de 230 kV.
•
Subestaciones de subtransmisión. Entre 69 kV y 230 kV.
•
Subestaciones de distribución primaria. Entre 23 kV y 230 kV.
•
Subestaciones de distribución secundaria. Por debajo de 23 kV.
Capacidad
La capacidad viene fijada por la demanda en kVA requeridos por la carga, mas el incremento
que viene dado por la extrapolación del crecimiento durante los siguientes años y previendo el
espacio necesario para futuras ampliaciones e incorporaciones de equipos.
3.4
Tensión
La tensión dentro de una subestación esta sujeta a los siguientes factores:
- Si es alimentada de manera radial, la tensión se puede fijar en función de su potencia.
- Si es alimentada en anillo la tensión esta amarrada a la misma que posee el anillo.
- Si es alimentada a través de una línea de transmisión, la subestación tendrá la misma tensión de
esa línea.[1]
9
Los niveles pueden variar en cada país y en la mayoría de los casos son instituciones
gubernamentales que fijan una referencia para unificar y estandarizar la tensión del país. Por
ejemplo en Colombia, el CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) mediante la
resolución número 082 del año 2002, clasificó los sistemas de distribución en función de la
tensión nominal de operación y son los que se utilizan actualmente en todo el país. En la tabla 1
se muestran los valores normalizados de tensión aplicados en Colombia.
Tabla 1. Niveles de tensiones normalizadas en Colombia.
3.5
Niveles
Tensión nominal del sistema
Nivel 1
Menor a 1 kV
Nivel 2
Mayor o igual a 1 kV y menor a 30 kV
Nivel 3
Mayor o igual a 30 kV y menor a 57,5 kV
Nivel 4
Mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV
Diagrama unifilar
Es la representación de los equipos mayores de la subestación a través de un solo hilo,
conectados considerando la secuencia de operación de cada uno de los circuitos. El diagrama
unifilar surge de las necesidades de carga de la zona con proyección a futuro y a mediano plazo.
El diagrama unifilar de una subestación se define de las características del sistema eléctrico al
que pertenece y por las funciones que desempeña dicha subestación en el sistema. [1]
Una importante característica que define el diagrama unifilar son los arreglos de barras, que
dependen del nivel de tensión, de su función, entre otros. A continuación se describen los
esquemas mayormente usados en subestaciones.
3.5.1
Arreglo de barra simple y barra simple con by-pass
Es el más sencillo y económico, donde todos los equipos se contactan mediante dos
seccionadores y un interruptor al único juego de barras, ver figura 3. También se puede colocar
10
un seccionador entre la barra y la salida de la bahía que funcione como by-pass para
mantenimiento del interruptor. [6]
Figura 3. Arreglo de barra simple y barra simple con by-pass
3.5.2
Arreglo de barras simples seccionadas
Se utiliza comúnmente para subestaciones implementadas en circuitos de distribución y
consiste en dos barras separadas por un interruptor con sus respectivos seccionadores como se
presenta en la figura 4. Este esquema también resulta económico y sencillo de implementar,
además incrementa la continuidad en un 50%. [6]
Figura 4. Arreglo de barras simples seccionadas
3.5.3
Arreglo de doble barra principal con interruptor simple
11
Este arreglo permite conectar las salidas de la subestación a cualquiera de las dos barras a
través de seccionadores de selección sin necesidad de interrumpir el servicio. Los circuitos
pueden estar siendo alimentados desde una sola barra, estar divididos entre ambas o estar
conectados a ambas barras tal y como se muestra en la figura 5. El interruptor de acople se utiliza
para reemplazar a un interruptor de bahía en caso de existir un by-pass. Requiere una
coordinación de protecciones muy precisa. [6]
Figura 5. Arreglo de doble juego de barra con acoplamiento
3.5.4
Arreglo de barra principal y barra de transferencia
En este caso la subestación generalmente trabaja con la barra principal y si ocurre una falla en
ella, se pierde la continuidad del servicio. No existe seguridad en barras pero existe una cierta
reserva en los interruptores porque el de acople puede reemplazar a cualquiera de los existentes a
través de una transferencia de protecciones en caso de estar implementado el by-pass. Esta
maniobra se utiliza para intervenir o hacer mantenimiento a un interruptor de bahía a la vez sin
perder la alimentación de ese circuito ni la acción de las protecciones, en pocas palabras, aumenta
la selectividad y confiabilidad del sistema. La transferencia de protecciones se realiza por
contactos de los diferentes seccionadores de by-pass al interruptor de acople. En la figura 6 se
presenta el arreglo de barra principal y barra de transferencia. [6]
12
Figura 6. Arreglo de barra principal y barra de transferencia
3.5.5
Arreglo de interruptor y medio
En esta configuración se tienen tres interruptores por bahía y a cada una le corresponde su
propio interruptor y el otro que es compartido con el otro circuito, tal y como se muestra en la
figura 7. Este esquema es muy utilizado en instalaciones de alta tensión, adicionalmente se puede
agregar que brinda una gran versatilidad y buen desempeño porque posee las ventajas de una
doble barra, del sistema en anillo y se pueden efectuar labores de mantenimiento a cualquiera de
los equipos. [6]
Figura 7. Arreglo de interruptor y medio
13
3.5.6
Arreglo en anillo
En este esquema una falla puede ser aislada del sistema operando convenientemente la
subestación, pudiendo restablecer el servicio a una gran cantidad de alimentadores. El espacio
físico requerido para este esquema, es mayor que el de barra simple, razón por la que no es
común en subestaciones de voltajes muy elevados. Suelen construirse subestaciones con
esquemas en anillo cuando es muy probable la expansión; para más de cinco alimentadores,
generalmente este esquema se convierte en un esquema de interruptor y medio. [6]
Figura 8. Arreglo en anillo
3.6
3.6.1
Equipos de maniobra de una subestación
Interruptor de potencia
“Es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad de un circuito eléctrico bajo
carga, en condiciones normales, así como, y esta es su función principal, bajo condiciones de
corto circuito.” [1]
Este es uno de los dispositivos más importantes de la subestación ya que su buen
funcionamiento determina el nivel de confiabilidad que se tiene en un sistema eléctrico de
potencia. Para ello debe interrumpir corrientes de diferentes intensidades y factores de potencia.
A continuación se describen brevemente los tipos de interruptores de acuerdo con los elementos
que intervienen en la apertura del arco de las cámaras de extinción:
3.6.1.1 Interruptor en gran volumen de aceite
Este tipo de interruptores utiliza el aceite como medio de extinción del arco. Al producirse el
arco el aceite se calienta y forma gran cantidad de gas, el cual empuja aceite hacia el arco gracias
14
a la disposición de su cámara, provocando su alargamiento y extinción al pasar la onda de
corriente por cero.
3.6.1.2 Interruptores en vacío
Son interruptores que por haber poca inercia y reducida distancia entre sus contactos, opera
rápidamente, aproximadamente en un ciclo. Los contactos se encuentran sellados en botellas
especiales en las que existe un vacío casi absoluto. Cuando los contactos abren dentro de la
cámara, no existe ionización y por tanto no es necesario aplicar el soplado porque el arco se
extingue prácticamente al primer paso por cero en el primer ciclo.
Generalmente se utilizan hasta 34.5 kV dentro de tableros blindados. Presentan la desventaja de
que pueden perder el vacío y permitir el ingreso de aire, lo que trae como consecuencia la ruptura
de la cámara en caso de producirse el arco. Además debido a su rapidez de extinción generan
sobretensiones en el sistema.
También tenemos los interruptores neumáticos que utilizan aire comprimido para la extinción
del arco eléctrico. Como ventajas se puede mencionar que no hay riesgos de explosión o agresión
al ambiente, actúan de manera rápida y eficaz, tienen una alta capacidad de ruptura y generan un
menor desgaste en los contactos. Requieren una instalación de motor, compresor, cañerías, lo que
dificulta su implementación lo que aumenta el mantenimiento y costos.
3.6.1.3 Interruptor en hexafluoruro de azufre (SF6)
El hexafluoruro de azufre o SF6 es un gas inerte y estable que alcanza aproximadamente tres
veces la rigidez dieléctrica del aire a la misma presión. A altas temperaturas conserva la
conductividad térmica que ayuda a enfriar el plasma creado por el arco eléctrico, y al pasar por
cero, ayuda a la extinción del arco. Adicionalmente presenta características electronegativas, es
decir; captura los electrones libres transformando los átomos en electrones libres, por tal razón se
mejora la recuperación dieléctrica entre los contactos luego del arco.
En la figura 9 se presenta un interruptor de potencia.
15
Figura 9. Interruptor de potencia en SF6
Estos pueden ser de polos separados, donde cada fase tiene su tanque o trifásicos donde las tres
fases están inmersas dentro del mismo tanque. Se utilizan para altas tensiones que van desde los
115 kV hasta los 800 kV y las capacidades de interrupción varían de acuerdo a cada fabricante
pero pueden ser capaces de despejar de forma segura corrientes de hasta 80 kA.
Las principales fallas de estos equipos son productos de la pérdida de SF6 que requieren
detectores especiales para localizar el punto de fuga. No es recomendable operar cuando la
presión baja, así que en las subestaciones se monitorea constantemente la presión del gas y se
anuncia en la caseta de la subestación para su inmediato mantenimiento. En esta condición el
circuito de control de apertura se bloquea para evitar un accidente.
3.6.2
Seccionadores
“Tienen por finalidad aislar o seccionalizar partes del sistema eléctrico, con el propósito de
permitir labores de mantenimiento o pruebas de equipos o para efectuar algún tipo de maniobra o
16
transferencia de circuitos. También pueden ser utilizados como elementos de puesta a tierra del
sistema. Se clasifican según mecanismo de apertura, pueden ser de apertura vertical, apertura
lateral, apertura doble y apertura central. La característica más importante que distingue los
seccionadores de los interruptores, es que los seccionadores deben maniobrarse sin carga y que su
apertura es de una forma plenamente visible. Además no se requiere que su velocidad de
operación sea muy alta.” [9]
Aunque se haya mencionado que los seccionadores no se pueden abrir bajo carga, en algunas
ocasiones pueden estar diseñados para cerrarse o abrirse bajo circulación de pequeñas corrientes,
como por ejemplo, la corriente de magnetización de un transformador.
Figura 10. Seccionador de potencia
3.7
Servicios auxiliares
Comprende todas las instalaciones para alimentación de corriente alterna y continua utilizadas
para energizar motores, sistemas de control, protección, señalización, alarmas, calefacción, tomas
e iluminación de tableros.
La alimentación en tensión continua es de 125 Voltios, provenientes de un banco de baterías
provistas de un cargador para mantenerlas a nivel de carga nominal. Dependiendo de la
complejidad del sistema se requerirán más o menos tableros para distribuir la alimentación, pero
17
generalmente se cuenta con un tablero principal de donde sale la alimentación principal y un
tablero secundario que la distribuye a los diferentes equipos que requieren ser suplidos.
En corriente alterna la alimentación proviene de un transformador que reduce la tensión a 220120 voltios. De manera similar, se cuenta con tableros que distribuyen la alimentación a la
subestación.
Todos esos tableros deben tener coordinadas sus respectivas protecciones para preservar el
sistema en caso de fallas.
3.8
Medición
En una subestación, la medición se lleva a cabo conectando equipos en el arrollado secundario
de medición de los transformadores de potencial y los transformadores de corriente, los cuales
registran diferentes magnitudes eléctricas a diferentes niveles de tensión así como de los
dispositivos auxiliares de la subestación. Las magnitudes necesarias de registrar son: tensión,
corriente, frecuencia, factor de potencia, potencia (activa y reactiva) y energía.
3.8.1
Aparatos de medición en una subestación
3.8.1.1 Transformadores de tensión y corriente
Son elementos que se utilizan para reducir la corriente y voltaje a magnitudes suficientemente
bajas como para ser medidas sin que representen un riesgo para los operarios y para los equipos
de la subestación. También aíslan el equipo de protección y de medición del sistema de alta
tensión.
Los transformadores de tensión pueden ser electromagnéticos y divisores de tensión
capacitivos. Los primeros son similares a un transformador de potencia, excepto que el
transformador de tensión esta dimensionado en base a la potencia máxima que puede suministrar
sin exceder un cierto error. Los divisores de tensión capacitivos son mayormente usados en
sistemas con tensiones superiores a los 115 kV ya que para estos niveles de voltaje el costo
asociado a un transformador electromagnético es muy elevado.
Básicamente el divisor de tensión esta compuesto por dos condensadores de diferente
impedancia conectados en serie, donde uno funciona como el primario y el otro como el
18
secundario. El voltaje del secundario adelanta al del primario en un cierto ángulo que puede ser
bastante grande, lo que origina un error que para ser compensado requiere agregar una reactancia
variable en serie con el secundario.
Los transformadores de corriente se especifican para mediciones y para protecciones, los
primeros deben transformar con exactitud la corriente primaria de carga. No es necesario que se
tenga exactitud a la hora de registrar una corriente de cortocircuito porque son de muy corta
duración y no afectan las mediciones. En el caso de los transformadores para protecciones, la
corriente de cortocircuito si debe ser registrada con exactitud para que los relés de protecciones
operen correctamente. [4]
3.8.1.2 Amperímetro
Se utiliza para medir la intensidad de corriente que circula por las diferentes bahías de la
subestación. Pueden ser electromagnéticos, electrodinámicos o digitales. En términos básicos, el
amperímetro es un galvanómetro con resistencias shunt o en paralelo que fijan las diferentes
escalas del instrumento. Presentan una resistencia muy pequeña para no afectar la medición ya
que estos se conectan en serie con el circuito. [1]
En la actualidad los amperímetros utilizan un conversor analógico/digital para la medida de la
caída de tensión en un resistor por el que circula la corriente a medir. La lectura del conversor es
leída por un microprocesador que realiza los cálculos para presentar en un display numérico el
valor de la corriente eléctrica circulante.
3.8.1.3 Voltímetro
Es un instrumento utilizado para medir la diferencia de potencial entre dos puntos de un
circuito en una instalación eléctrica. Existen diferentes tipos y pueden ser: electromecánicos,
electrónicos, vectoriales y digitales. A diferencia del amperímetro, la resistencia interna del
instrumento debe ser muy elevada para evitar la división de tensión en el circuito ya que se
conecta en paralelo con lo que se va a medir.
3.8.1.4 Frecuencímetro
19
Es un instrumento que sirve para medir la frecuencia, contando el número de repeticiones de
una onda en un intervalo de tiempo, mediante el uso de un contador que acumula el número de
periodos. El frecuencímetro digital mide la frecuencia en Hertz (Hz). El valor contado se indica
en un display y el contador se pone a cero, para comenzar a acumular el siguiente periodo de
muestra. En una subestación se mide la frecuencia en paralelo a la barra de mayor tensión del
sistema recibiendo una alimentación de 110 V proveniente de los servicios auxiliares en corriente
alterna.
3.8.1.5 Medidor de factor de potencia
Poseen dos bobinas, una para tensión y otra para corriente, la desviación de la aguja producto
de la diferencia de fase nos proporciona el ángulo entre ellas magnitudes. Estos aparatos suelen
tener una escala en dos sentidos a partir de donde el coseno del ángulo es igual a uno, en ese
punto la aguja se encuentra en cero. Hacia la derecha se mide el adelanto de fase y hacia la
izquierda el atraso.
3.8.1.6 Vatímetro
Es un instrumento electrodinámico para medir la potencia eléctrica o la tasa de suministro de
energía eléctrica de un circuito eléctrico. Consiste en un par de bobinas fijas de corriente, y una
bobina móvil de tensión.
Las bobinas fijas se conectan en serie con el circuito, mientras la móvil se conecta en paralelo.
Para la medición de potencia trifásica se pueden utilizar dos vatímetros monofásicos con sus
discos conectados a un mismo eje, por lo cual la suma algebraica nos da la potencia total
consumida.
Adicionalmente a estos equipos indicadores de potencia existen otros registradores de eventos
que imprimen la magnitud instantánea de la potencia en vatios o kilovatios.
3.8.1.7 Vármetro
20
Es un instrumento que mide la potencia reactiva de un circuito y se expresa en Voltio-Amperreactivos (VAr).
Por último, nos queda el várhorímetro y el vatihorímetro que básicamente expresan las
magnitudes de potencia reactiva y potencia activa en horas.
3.8.2
Sistemas de medición
Los sistemas de medición en una subestación pueden ser de tres tipos
3.8.2.1 Sistema de medición local
Son usados mayormente en subestaciones que se operan de forma manual. En este caso los
aparatos de medición se instalan en la caseta de tableros. Comúnmente los calibres de cables
utilizados son 10 AWG para corriente y 12 AWG para tensión. Estos calibres aplican para
distancias menores a 100 metros, en caso contrario se debe hacer un cálculo de caída de tensión
en el conductor y especificar uno de calibre mayor. [1]
3.8.2.2 Sistema de medición remoto
Se utiliza este método para enviar la data de los diferentes equipos al centro de control de todo
el sistema. Estas señales deben pasar primero a través de un transductor para ser convertidas en
señales de corriente continua con un valor de cero a 10 miliamperes, de ahí van a la RTU para
poder ser monitoreadas a distancia. Mayormente se usa la telemedición o medición remota para
supervisar: corriente en cada alimentador, tensión y frecuencia en las barras principales y
potencia activa y reactiva que fluye por las líneas de transmisión.
Existe un tercer sistema que es el sistema mixto y lo que busca es la integración del sistema
remoto y el local, el cual es muy utilizado en subestaciones de gran magnitud donde las distancias
son lejanas superiores a los 100 metros. Con esto se tiene una mayor supervisión sobre el sistema.
[1]
Las zonas de medición más comunes son: bancos de transformadores, líneas y cables, barras
colectoras, alimentadores de distribución y los bancos de capacitores.
21
3.9
Protecciones
Se define como el conjunto de elementos que mantienen vigilancia permanente en el sistema y
que su función primordial es suprimir los daños que se puedan ocasionar en los equipos a causa
de una falla o mal funcionamiento.
Los relés detectan la falla o el mal funcionamiento y envían una señal para la apertura de los
interruptores, aislando la sección del sistema donde se produjo la falla para mantener la mayor
parte del sistema en servicio. Una protección esta formada básicamente por un transformador de
corriente, una bobina de relé, un contacto de disparo del relé y la bobina de disparo del
interruptor de potencia. A manera de ejemplo, en la figura 11 se muestra el esquema de una
protección de sobrecorriente, el cual presenta una sola bobina de disparo, similar al interruptor de
acople de barras. Se implementa de esa manera porque la conexión de este interruptor no es una
condición perenne de operación.
Donde:
TC: transformador de corriente.
B: Bobina del relé.
C: Contacto de disparo.
BD: Bobina de disparo del interruptor.
Figura 11. Esquema básico de una protección de sobrecorriente
La protección debe estar alimentada por 125 V provenientes del banco de baterías de la
subestación y conducidos por los cables de control desde el tablero de servicios auxiliares hasta el
22
tablero de protecciones y a la protección en patio. Pero los equipos de despeje de fallas no pueden
actuar sin los relés supervisores, los cuales están diseñados para detectar un tipo de falla
específica. Estos suelen ser electromagnéticos o electrónicos y envían una señal de apertura a los
interruptores cuando su bobina de disparo se energiza y cierra sus contactos. A continuación se
explican brevemente los relés más usados en subestaciones indicando su código ANSI según el
estándar C37.90. [11]
3.9.1
Relé de sobrecorriente (50) y de sobrecorriente temporizado (51)
Es aquel que opera instantáneamente en caso de un excesivo valor de corriente o una excesiva
proporción de subida de corriente, e indica una falla en el aparato protegido. Pueden ser
instantáneos en el caso del relé 50 y temporizados en el caso del relé 51. También poseen una
bobina de falla a tierra, en ese caso se identifican 50G y 51G.
3.9.2
Relé de distancia (21)
Su operación es una función de la impedancia del circuito entre el relé y la falla; opera cuando
la impedancia del circuito aumenta o disminuye de un valor prefijado.
3.9.3
Relé de mínima tensión (27)
Son aquellos que operan cuando la tensión desciende de un valor preestablecido.
3.9.4
Relé direccional de sobrecorriente (67)
Opera para un valor dado de corriente que tiene una dirección predeterminada. Éste compara
ángulos y fases para distinguir la dirección del flujo de corriente
3.9.5
Relé diferencial de barra (87)
Es aquel que funciona al detectar diferencias de porcentaje preestablecido en dos cantidades
eléctricas. El relé hace una sumatoria de las cantidades eléctricas en la barra y si se excede cierto
valor se manda la orden de apertura a todo lo que este conectado a ese circuito.
23
3.9.6
Relé de disparo y bloqueo (86)
Es un relé accionado eléctricamente con reposición a mando o eléctrica, que funciona para
parar y mantener un equipo fuera de servicio cuando concurren condiciones anormales.
3.9.7
Relé receptor por hilo piloto (85)
Es aquel que es operado o retenido por una señal de bloqueo dada por una corriente enviada por
telecontrol o relés direccionales a través de hilo piloto de corriente continua.
3.9.8
Relé de sincronismo (25)
Dispositivo que opera cuando dos circuitos de corriente alterna están dentro de los límites
deseados de voltaje, frecuencia, y/o ángulo de fase, para permitir o provocar la puesta en paralelo
de estos dos circuitos.
Los interruptores poseen un circuito de disparo que recoge las señales de los diferentes campos
o bahías y utilizando una lógica digital se construye el modo de actuación del mismo. También
posee dos bobinas de disparo, una principal y la secundaria que hace las veces de respaldo de la
primera.
3.10 Control
El control de una subestación eléctrica esta integrado por todas las instalaciones de baja tensión
interconectadas, que hacen posible la ejecución de maniobras de manera manual o automática, en
las diversas instalaciones del sistema.
El control puede ser local o remoto, el primero debe contar con la presencia de un operador que
vigile constantemente las diferentes instalaciones, haciendo uso de los mecanismos de mando
manual, auxiliados a su ver por los sistemas automáticos de control y protección de la
subestación. También se utiliza en subestaciones telecontroladas para que el personal de
mantenimiento pueda llevar a cabo una maniobra de forma manual cuando así se requiera.
El control remoto se utiliza con mayor frecuencia en la actualidad y sobre todo en grandes
subestaciones que son controladas desde un centro de operación maestro. Con este control, el
24
requerimiento de personal es mínimo, solo para casos especiales donde sea necesaria una
maniobra local. [1]
3.10.1
Diagramas
El inicio de cualquier instalación de control es el diagrama funcional, que combinados con los
diagramas de fábrica del control de interruptores y seccionadores, y los diagramas de relés, dan
origen a los diagramas de principio de control de cada sistema. Con los diagramas de principio y
funcionales se procede a elaborar los diagramas de circuito en detalle y los diagramas de borneras
que en conjunto harán posible el funcionamiento del sistema de control.
3.10.1.1
•
Conceptos básicos en diagramas
Bornes: Son elementos que permiten fijar los extremos de cables a los tableros con el fin de
interconectar los circuitos que hacen posible la lógica de control.
•
Bornera: Es una regleta que agrupa varios bornes.
•
Cableado interno: Son conductores que se utilizan para conectar los diferentes elementos
presentes en un tablero. De esta manera se pueden llevar a cabo las maniobras en los gabinetes,
tales como abrir o cerrar interruptores, colocar en posición local o remota una orden, enclavar un
circuito con otro, entre otros.
•
Multiconductor: Es un grupo de cables utilizado para conectar tableros y equipos ubicados a
cierta distancia. Su finalidad es facilitar el mantenimiento a futuro organizando y agrupando los
cables en una canalización.
•
Contactos: Son dispositivos que cambian su estatus al ser energizados y dependiendo de su
diseño y finalidad pueden normalmente abiertos o normalmente cerrados. En los diagramas se
muestran los contactos en su posición desenergizada. Se utilizan para enclavamientos, generar
alarmas, indicaciones remota, mostrar estatus de equipos, entre otros.
•
Bobinas: Son arrollados que al ser energizados llevan al relé a cumplir la función para la que
fue diseñado.
•
Relé repetidor de contactos o relés auxiliares: Es un dispositivo que al ser energizada su
bobina hace cambiar de posición un cierto número de contactos iguales y pueden ser usados para
diferentes lógicas o enclavamientos.
25
•
Enclavamientos o permisivos: Son una serie de eventos que se deben cumplir para poder
llevar a cabo una función específica. Para que se cumplan dos o más eventos a la vez de manera
simultánea, los contactos deben estar conectados en serie y para que se cumpla una u otra
condición de enclavamiento, los contactos deben estar conectados en paralelo.
•
Polaridades: Son señales de tensión continua que sirven para energizar relés que cambian de
posición a contactos al cumplirse ciertos eventos. Generalmente en los diagramas las polaridades
se agrupan para señales de protecciones, control, disparo, sincronización, señalización, etc. Son la
base de los enclavamientos.
A continuación se explica en detalle una clasificación mas detallada de los diagramas
necesarios para llevar a cabo el control de una subestación. Cabe destacar que esta clasificación
es la clasificación colombiana, en Venezuela tenemos primero los diagramas de principio que
muestran la filosofía general de operación y los funcionales que detallan todas las conexiones y
caminos operativos.
3.10.1.2
Diagramas funcionales
Son diagramas que muestran el funcionamiento a groso modo del sistema. Incluyen la
nomenclatura de los elementos ejecutores así como sus circuitos de apertura y cierre, los niveles
de mando, esquemas generales de protecciones, medición de magnitudes eléctricas en las bahías,
enclavamientos y sincronismo.
3.10.1.3
Diagramas de principio
Son diagramas que se originan de los unifilares y son los encargados de mostrar las
alimentaciones de los servicios auxiliares en corriente continua y corriente alterna a los diferentes
tableros de la subestación. También se presenta el tipo de interruptor asociado al circuito de
llegada al tablero.
3.10.1.4
Diagramas de circuito
Explican en detalle las conexiones internas de cada tablero que se utilizan para mandos,
enclavamientos, alarmas, alimentación, avisos, además de las interconexiones con el resto de
26
tableros y equipos en patio. Acá se muestran los bornes y terminales a los cuales deben ser
conectados los circuitos para poder llevar a cabo el control. Estos diagramas son la continuación
de los diagramas de principio.
Adicionalmente existen los diagramas de borneras, que muestran los terminales de llegada y
salida de todas las señales de control y alimentación tanto en alterna como en continua a la
regleta de un tablero, así como el calibre del cable a utilizar y la identificación de la señal. La
finalidad es la de estos diagramas es poder agrupar todas las salidas de la lógica presentada en los
diagramas de circuito para ser instalada en los tableros de la subestación.
3.10.2
3.10.2.1
Elementos usados en control de subestaciones
Elementos ejecutores
Son utilizados para operar equipos de alta tensión y podemos nombrar: interruptores,
seccionadores, seccionadores de tierra, cambiadores de tomas.
3.10.2.2
Dispositivos de alarma
Son dispositivos de aviso luminoso y sonoro que indican funcionamientos anormales en los
equipos de la subestación, tales como interruptores, seccionadores, transformadores de potencia y
de medición. También se incluyen las alarmas por actuación de protecciones y las de mal
funcionamiento de circuitos de control y servicios auxiliares. Todas estas alarmas pueden ser
mostradas en los paneles de alarmas y zumbadores o timbres.
3.10.2.3
Dispositivos de protección
Son todos aquellos que hacen posible el buen funcionamiento de las protecciones y podemos
nombrar los transformadores de corriente y potencial, los relés de protecciones para los equipos y
los tableros de servicios auxiliares.
27
3.10.2.4
Dispositivos de medición
Son todos aquellos que registran las magnitudes eléctricas de los circuitos para detectar el
estado de carga del mismo en el momento que sea necesario.
3.10.2.5
Dispositivos de mando y señalización
Son la interfaz entre el operador y el sistema de control, entre ellos podemos nombrar: tableros
de control, conmutadores de control, lámparas de señalización y el mímico ubicado en el tablero
de control.
3.10.2.6
Cables de control
Sirven para alimentar y enlazar todos los componentes de las instalaciones de control. Estos son
de suma importancia y la simplicidad en su instalación y mantenimiento aumenta la confiabilidad
de la subestación.
En subestaciones de 150 kV en adelante, los elevados niveles de tensión causan interferencia en
las señales que van por los cables de control a causa de los grandes campos electromagnéticos
que allí se generan. Para evitar esta distorsión se rodean de una cubierta metálica que blinda
contra señales externas. [1]
3.10.2.7
Gabinetes
Son los soportes de los equipos de medición, protección, control, alarmas, lámparas de
señalización y el mímico, a través de los cuales se controla toda la instalación para la que este
trabajando. Los tableros de protección, normalmente estar separados de los gabinetes de control y
medición donde se presentan las alarmas y el panel mímico que es una representación de la
subestación.
Los gabinetes de control y medición están construidos en lámina de acero, dispuestos en forma
autosoportada, con cerramiento aprobado para uso interior.
Los gabinetes de agrupamiento, tienen como función recoger todas las señales de los equipos
en patio y centralizarlas para su envío, vía cable a la caseta de mando de la subestación. Tienen
cerramiento metálico aprobado para uso exterior y disposición para montaje en pedestal. El
28
cerramiento para uso exterior toma en cuenta las condiciones ambientales del lugar de
localización de la S/E.
Los gabinetes de control y medición disponen un panel frontal donde puede ir montado un panel
de alarmas que funciona con bombillos alimentados con 125 VCC, para mostrar notificaciones de
mal funcionamiento y disparos. En la parte frontal tienen integrados selectores de perilla y llave
de diferentes posiciones dependiendo del uso. Los selectores de llave se utilizan para generar
enclavamientos mecánicos.
Internamente contienen relés repetidores de contactos, contactos temporizados, contactos
provenientes de los equipos en patio y circuitos analógicos que se encargan de integrar toda la
información para generar la lógica de funcionamiento correspondiente al caso.
Todos estos circuitos internos del tablero se alimentan de 125 Voltios continuos que se utilizan
para cerrar caminos que energizan bobinas de relés que cambian de posición contactos para
cumplir con eventos que a su vez generan una orden de mando o control sobre un equipo.
En ocasiones, los tableros de control cuentan con equipos de sincronismo (sincronoscopio) que
verifican la coincidencia de frecuencia, fase y nivel de tensión. Estas señales van a un relé de
sincronismo que da la orden de cierre al interruptor asociado al circuito en caso de haberse
cumplido el sincronismo.
29
CAPÍTULO 4
DETALLES DEL PROYECTO FLORES IV
4.1
Descripción general de la central termoeléctrica Las Flores
La central termoeléctrica Las Flores esta ubicada en la ciudad de Barranquilla al norte de
Colombia y desde los inicios de su funcionamiento en Noviembre de 1993, ha mantenido una
disponibilidad del 91.75%, demostrando su alta confiabilidad operativa.
Figura 12. Ubicación geográfica de la planta Las Flores
30
Actualmente esta compuesta por las siguientes instalaciones mayores:
•
Flores I: Un ciclo combinado completo con una capacidad nominal de 150 MW y
capacidad efectiva neta actual de 160,7 MW, incluido el sistema de compresión húmeda
(wet compression).
•
Flores II: Una turbina de gas en ciclo simple con una capacidad nominal de 133 MW,
incluyendo el sistema de compresión húmeda.
•
Flores III: Una turbina de gas ciclo simple con una capacidad nominal de de 170 MW,
con el sistema de compresión húmeda.
Está en desarrollo el proyecto Flores IV que consiste en el cierre del ciclo combinado de las
unidades Flores II y III mediante la adición de un generador de turbina de vapor, generadores de
vapor de recuperación de calor y una balanza de equipo.
La unidad de generación Flores IV utilizará el calor residual de Flores II y III para disponer de
169 MW a la capacidad total de la central térmica Las Flores. Al ser puesto en servicio el
proyecto de adición de la unidad IV, la central térmica Las Flores estará constituida por dos
unidades de Ciclo Combinado (Flores I y Flores IV) con una capacidad de generación total de
610 MW.
4.2
Descripción general de la subestación eléctrica “Las Flores IV”
La energía producida por la unidad Flores IV será suministrada a la red interconectada de
Colombia a través de las barras a 220 kV y a 110 kV de la Subestación Flores IV, ubicada en el
interior del perímetro de la Central Térmica.
La subestación está interconectada con el sistema eléctrico de Colombia a través de las redes
operadas por la empresa TRANSELCA, que es una empresa de transporte de energía eléctrica en
alta tensión de la costa atlántica colombiana.
31
Figura 13. Subestación Las Flores IV, patio 220 kV.
La subestación posee dos patios, uno en 220 kV con un arreglo de barra principal y de
transferencia con acople y el otro en 110 kV con un arreglo de barra simple con by – pass.
Al patio de 110 kV se encuentra actualmente conectada la línea de transmisión Oasis (LN-701),
un generador (CT-2) conectado a través de un transformador elevador de tensión de 13,8 kV a
110 kV el cual posee una capacidad nominal de 133 MW de potencia generada y el
autotransformador (autotrafo) que interconecta el lado de 220 kV con el de 110 kV, que tiene una
potencia de 150 MVA.
El control de cada bahía se puede realizar desde la caseta de la subestación de manera local y
desde el Centro de Control TRANSELCA (CCT) de manera remota para el caso de la línea Oasis.
La unidad generadora CT-2 se controla desde la central térmica y desde la subestación solo se
puede dar orden de cierre durante pruebas, y de apertura en casos necesarios.
A continuación se presentan los equipos de maniobra de la subestación en el patio de 110 kV
agrupados por bahía y el diagrama unifilar del arreglo actual (figura 14).
32
Figura 14. Diagrama unifilar actual de la subestación en el lado de 110 kV
33
Tabla 2. Equipos de maniobra de la bahía LN-701
Bahía Línea Oasis LN-701
Equipo
Cantidad
Identificación (Tag) del equipo
Interruptor de potencia en SF6
1
7100
Seccionador de interruptor
1
7127
Seccionador de línea
1
7011
Seccionador de by-pass
1
7176
Seccionador de tierra
1
7019
Seccionador de barra
1
7167
Tabla 3. Equipos de maniobra de la bahía CT-2
Bahía del Generador CT-2
Equipo
Cantidad
Tag del equipo
1
7070
1
7095
Seccionador de generador
1
7075
1
7126
1
7147
34
Tabla 4. Equipos de maniobra de la bahía Autotrafo
Bahía del Autotransformador
Equipo
Cantidad
Tag del equipo
1
7090
1
7105
Seccionador de autotransformador
1
7085
1
7086
1
7157
Existe una bahía asociada al Transformador de Servicios Auxiliares, actualmente conectada en
derivación desde la unidad CT-2. Los trabajos de migración a doble barra en 110 kV incluyen
desconectar la bahía de servicios auxiliares de la actual unidad CT-2 y conectarla a las barras de
la S/E, con sus propios campos de maniobras, mediciones y protecciones. Esta bahía será
desconectada Los equipos que conforman la bahía se enlistan a continuación:
Tabla 5. Equipos de maniobra de la bahía del transformador de Servicios Auxiliares
Bahía del transformador de Serv. Auxiliares
4.2.1
Equipo
Cantidad
Tag del equipo
1
7080
1
7125
Seccionador de transformador
1
7115
Descripción del control actual de la subestación
El control de la planta es un control convencional del tipo analógico manual con algunos
mandos remotos, donde las consignas para la ejecución de maniobras se llevan a cabo de manera
local en caseta de control de la subestación, a distancia desde la central térmica y remoto desde el
centro de control TRANSELCA, lo que vendría siendo el despacho de carga de Barranquilla.
35
Existe un control primario en el gabinete de mando del propio equipo en campo con un pulsador
para apertura y cierre directo.
El control convencional se estructura de la siguiente manera: un nivel de campo donde se
genera la información-posición de los equipos de potencia (interruptores y seccionadores), y
señales de corriente y tensión de salidas/llegadas de línea y las barras a través de transformadores
de corriente y potencial. El siguiente nivel es el correspondiente a los elementos de
procesamiento de toda la información que proviene de los equipos en patio. En este nivel se
realiza el tratamiento de las señales provenientes de protección, medición, control y señalización.
La interconexión de los niveles mencionados se realiza con cables multiconductores, tendidos a
través de canalizaciones en el patio. Las señales de los equipos de potencia se recogen en
armarios de agrupamiento, que posteriormente pasan a través de las canalizaciones al segundo
nivel de tratamiento de las señales para el mando y ejecución de la filosofía de operación de la
subestación. Este mando se realiza a través de conmutadores de accionamiento en el tablero de
control con su panel de alarmas y mímico ubicado en la caseta de la subestación, el cual esta
provisto internamente de relés repetidores que multiplican las consignas para estructurar la lógica
de funcionamiento y permisivos del sistema. En la figura 15 se muestra el frontal del tablero de
control +TC1 existente en la subestación.
36
Figura 15. Frontal del tablero de control +TC1 en la caseta de la subestación
Todas las alarmas son desplegadas en un panel de alarmas ubicado en el gabinete o tablero de
control que a su vez genera un aviso sonoro. Estas se muestran con bombillos que encienden y
resaltan el aviso.
37
Figura 16. Panel de alarmas del tablero de la línea oasis
La alimentación de todos los gabinetes de control, protección, panel de alarmas y equipos en
patio se realiza a través de servicios auxiliares en 125 Voltios de tensión continua para
polaridades, encendido de leds, motores de interruptores y seccionadores, entre otros y en 120
voltios de tensión alterna para tomas, iluminación y calefacción de todos los armarios de
agrupamiento de señales y gabinetes de mando.
Parte del estatus y alarmas de los equipos son enviados al despacho de carga y a la caseta de la
subestación a través de una RTU o unidad terminal remota.
4.3
Descripción del proyecto de ampliación de la subestación
La subestación Flores IV, en el patio de 110 kV está siendo sometida a una ampliación, donde
se agregará una segunda barra que funcionará como barra de transferencia o auxiliar, con la
finalidad de aumentar la disponibilidad, confiabilidad y las labores de mantenimiento de la
subestación. A continuación se explican los detalles del trabajo a realizarse.
38
4.3.1
Instalación de una bahía de acople
Para interconectar ambas barras se utilizará una bahía de acople provista de un interruptor de
potencia, aislado en SF6 y dos seccionadores de barra. Esto permitirá manipular cualquier
interruptor de otra bahía (uno a la vez) en caso de falla o mantenimiento, transfiriendo sus
protecciones al interruptor de acople a través de los contactos del seccionador de by-pass de cada
bahía. Las protecciones se transfieren justo cuando da la orden un relé de principio de carrera del
seccionador de by-pass para eliminar el tiempo muerto que generaría si se transfirieran con el
cierre completo del seccionador. Dicho tiempo se sitúa alrededor de los 3 segundos.
Se instalarán nuevos tableros de agrupamiento para los servicios auxiliares y para el manejo de
nuevas señales de los equipos antes mencionados. Los servicios auxiliares en tensión alterna
(tableros +TSACAT4, +GCS110-1 y +GCS110-2) serán en 208 y 120 Voltios, y se utilizarán
para tomas, iluminación y calefacción de los tableros, mientras que en tensión continua (tableros
+TCC, +GCS110-1 y +GCS110-2) serán 125 Voltios y se utilizarán para la energización de
seccionadores e interruptores, la polarización de circuitos de control y protección, tomas del
gabinete, motores de los equipos y las bobinas de disparo de los interruptores. A continuación se
muestran en las figuras 17 y 18 los diagramas unifilares de servicios auxiliares en alterna y
continua respectivamente. Estas son ramificaciones de instalaciones existentes y provienen de un
transformador reductor de 50 MVA que pasa por un convertidor en el caso de CC. Existe un
banco de baterías de respaldo en caso de pérdida de tensión.
39
Figura 17. Diagrama unifilar de servicios auxiliares en corriente alterna
40
Figura 18. Diagrama unifilar de servicios auxiliares en corriente continua
41
En la caseta de la subestación se instalará un gabinete llamado W9 que estará provisto de
selectores para las diferentes maniobras a realizarse en la bahía, de alimentación en continua para
la polarización de los circuitos de control y de una unidad de control de bahía (identificada como
CDB) que se encargará de engranar la lógica de funcionamiento y ejecutar comandos con las
entradas provenientes de los nuevos equipos en patio.
No existe variación en el funcionamiento de las protecciones porque todas vendrán transferidas
de cada bahía. Una vez colocado el selector normal - by-pass en la posición by-pass, un relé de
principio de carrera (para evitar el tiempo muerto de la protección) cambia la posición de los
contactos del seccionador de by-pass de esa bahía para activar el disparo de la bobina principal
del interruptor de acople y el relé 86. Los contactos del seccionador de by-pass cierran un camino
que pasa por el tablero de protecciones y de allí se envía la señal al interruptor de acople.
4.3.2
Instalación de nuevos seccionadores de barra y tableros
Se instalarán tres seccionadores de barra dispuestos uno en cada bahía para interconectar las
llegadas/salidas existentes a la nueva barra, y dos seccionadores de barra y uno de by-pass en la
bahía del transformador de servicios auxiliares ya que no está conectado directamente a la barra,
sino que se encuentra en paralelo con la bahía del generador. Con esta nueva instalación, varía el
funcionamiento y la filosofía de operación de cada bahía ya que para poder llevar a cabo
cualquier maniobra hay que tomar en cuenta los enclavamientos que coordinan los nuevos
equipos, evitan daños materiales y aumentan la seguridad del personal.
En la caseta de la subestación se colocará un nuevo tablero de control llamado +W8 que
agrupará los relés, paneles de alarmas y selectores necesarios para poder operar y supervisar la
bahía del transformador de servicios auxiliares. Este será del tipo convencional. El resto de
gabinetes de control se ajustarán al nuevo arreglo de barras pero mantendrán sus mismos
nombres. En la siguiente tabla se muestran los nombres de los tableros de control ubicados en la
caseta de la subestación.
42
Tabla 6. Nombres de tableros de control de todas las bahías
Bahía
Tablero
Línea Oasis
+TC1
Autotransformador
+TC2
Generador
+TWH
Transformador de serv. Aux.
+W8
Acople de barras
+W9
En este caso también se instalarán nuevos armarios de agrupamiento de señales, ya que los
existentes no disponen de espacio suficiente para manejar todo el volumen de señales de los
equipos instalados y los que se implantarán. A través de estos también se distribuirán los
servicios auxiliares en corriente alterna y continua. Estos armarios llevarán los servicios
auxiliares en alterna y continua así como también las nuevas señales, estos tableros son:
+TSACAT4 y +TCC para las alimentaciones de los servicios auxiliares y +GCS110-1 y
+GCS110-2 para distribución de servicios auxiliares y para manejo de señales de nuevos equipos.
Las protecciones de todas las bahías (exceptuando la de acople) se ven modificadas por la
incorporación de la transferencia en caso de estar aplicado el by-pass.
4.3.3
Instalación de un transformador de potencial
Para llevar a cabo el sincronismo al momento de cargar o conectar una bahía a la barra de
transferencia, se instalará un transformador de potencial capacitivo en la nueva barra BS-4 con
una relación de transformación
110kV
3
110V
. Su señal estará conectada a la bahía de acople para
3
mostrar el valor de tensión y a un sincronizador manual que se encuentra ubicado en la caseta de
la subestación.
En la tabla 7 se presentan todos los equipos nuevos y la bahía a la que pertenecerán. Posterior a
dicha tabla (figura 18) se muestra el diagrama unifilar con los nuevos equipos resaltados.
43
Tabla 7. Equipos nuevos de maniobra a instalarse por bahía
Equipos
Cantidad
Tag del equipo
Bahía LN-701
Seccionador de barra de transferencia
1
7166
1
7146
1
7156
Bahía CT-2
Bahía Autotrasfo
Bahía Transformador de Servicios Auxiliares
Seccionador de barra principal
1
7177
1
7186
1
7196
Tablero de relés de interposición
1
W8
1
7130
Seccionador de barra principal
1
7137
1
7136
Tablero de relés de interposición
1
W9
Controlador de bahía
1
TCB
Bahía de Acople
Barra de transferencia BS-4
Transformador de tensión capacitivo
1
TPXX
44
Figura 19. Diagrama unifilar de la subestación Las Flores IV con el nuevo arreglo de barras
45
Figura 20. Interconexión para el manejo de señales de los equipos de la subestación por bahía
En la figura 20 se muestran las interconexiones de los equipos de la subestación que van desde
un primer nivel (equipos en patio de cada bahía) entre los que podemos nombrar interruptores,
seccionadores, transformadores de tensión y corriente. Un segundo nivel superior que son los
armarios de agrupamiento que también se encuentran en patio pero se encargan de canalizar todas
las señales que van y vienen de los equipos de maniobra y de los tableros de mando. Y un tercer
nivel que sería en la caseta de la subestación donde se recogerían todas las señales. En azul se
muestra todo lo nuevo de la subestación.
46
CAPÍTULO 5
DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE
5.1
Alcance del trabajo
El alcance del trabajo comprende:
•
Diseño de los diagramas de principio y de circuito de los servicios auxiliares en corriente
alterna y continua para los nuevos equipos de la subestación en el área de 110 kV.
•
Especificación de un controlador numérico de bahía para la bahía de acople.
•
Diseño de los diagramas de circuito de control para la bahía de acople de barras, tomando
en cuenta que no se llevará a cabo a través de un control convencional sino con un control
numérico de bahía.
Para el desarrollo de los diagramas se partió de los planos suministrados por la empresa
Termoflores S.A. de la salida de línea diseñados en 1994 por la empresa INGESOFT C.A. de allí
se conoció a fondo parte del funcionamiento de la subestación y sirvió como base para la
generación de los nuevos planos de control y servicios auxiliares. También fueron usadas como
base las normas IEC para diagramar toda la simbología de los planos y las normativas de la
Comisión de Regulación de Energía y Gas de la República de Colombia.
Los diagramas de principio de servicios auxiliares (y todos en general) se generaron siguiendo
los esquemas existentes. Para tensión continua, se tomó la alimentación del banco de baterías que
se encontraba en sitio porque soportaba las nuevas cargas (se refleja en una nota técnica del
proyecto) y se articuló la información de los planos suministrados, con los unifilares para los
nuevos equipos. Para tensión alterna se articularon los planos de la salida de línea con los
diagramas unifilares que contienen las nuevas cargas. De la misma manera se procedió para
generar los diagramas de circuito de servicios auxiliares.
Para el caso de la nueva bahía de acople, también hubo apoyo en los planos existentes pero se
tuvieron que migrar señales de las bahías que funcionan bajo el arreglo de barra simple para
poder cumplir con los diagramas funcionales que muestran los enclavamientos y las lógicas de a
47
pertura y cierre de los equipos en patio incluyendo la barra de transferencia. Adicionalmente,
todas las señales se estatus de equipos y medición se cablearon una sola vez en los planos porque
el controlador de bahía digital puede etiquetar esta señal y multiplicarla las veces que sea
necesaria para cumplir con la lógica de enclavamientos y permisivos. En pocas palabras, se tomó
como premisa de diseño la información suministrada por el proveedor del equipo, entrelazada
con los planos existentes y las consideraciones de los diagramas funcionales desarrollados por
AB proyectos Colombia.
Como aporte para ilustrar mejor las maniobras operativas del nuevo sistema con la barra de
transferencia y la bahía de acople, se incluyeron las consignas operativas para una posterior
actualización del manual de operación de la subestación. Como base se siguió el manual de
operaciones existente para el patio de 220 kV y el de la subestación las flores I.
Cabe destacar que sólo se generó la versión inicial o versión A de los planos de control y es
probable que cambien luego de las revisiones posteriores que realiza el cliente y los cambios
pueden ser tanto de forma como de fondo.
5.2
Consignas operativas con el nuevo arreglo de barras de la subestación
A continuación se explica en detalle parte de las consignas que se pueden llevar a cabo en la
subestación Las Flores IV con el nuevo arreglo de barras. Se tomó como referencia para
complementar las consignas de la bahía de acople, la interacción con la salida de línea llamada
Línea Oasis LN-701. En la figura 21 se muestra parte del diagrama unifilar para explicar el
funcionamiento del sistema.
48
Figura 21. Parte del unifilar para explicar las consignas del manual de operación
Todas las consignas operativas se realizan bajo la premisa de que la barra 3 (BP-3) es utilizada
como la barra principal y que la barra 4 (BS-4) es la barra secundaria o de transferencia. En caso
de ser necesario el cambio de la premisa, se debe girar el selector ubicado cada tablero de control
de bahía a la posición 2 (BP-3 Transferencia, BS-4 Principal).
5.2.1
5.2.1.1
Consignas operativas para la bahía línea Oasis
Energización de un circuito a 110 kV
Condiciones iniciales: 7166, 7167, 7127, 7176, 7100 y 7011 abiertos. Cuchilla de puesta a
tierra 7019 cerrada.
Maniobras preliminares: abrir manualmente la cuchilla de puesta a tierra. Comprobar con el
CCT que la cuchilla de puesta a tierra del terminal opuesto este abierta.
49
5.2.1.1.1 Energizar el circuito por el barraje principal, con su propio interruptor
Maniobras: cerrar 7166, 7127 y 7011. Cerrar el interruptor 7100. Informar al CCT que el
circuito esta energizado por el barraje principal, indicando la hora en que se ejecutó la maniobra.
5.2.1.1.2 Energizar un circuito por el barraje de reserva con su propio interruptor
Maniobras: cerrar los seccionadores 7167, 7127, 7011. Cerrar el interruptor 7100. Informar al
CCT que el circuito esta energizado por el barraje de reserva, indicando la hora en que se ejecutó
la maniobra.
5.2.1.1.3 Energizar el circuito por el barraje de reserva, a través del seccionador de bypass y con el interruptor acoplador de barras
Nota: no pueden existir dos maniobras de by-pass al mismo tiempo.
Maniobras: Abrir los seccionadores 7011, 7127 y 7166. Comprobar con el CCT que el circuito
esta desenergizado en el terminal opuesto. Cerrar manualmente la cuchilla de puesta a tierra
7019. Informar al CCT que la cuchilla de puesta a tierra 7019 esta cerrada, indicando la hora en
que se ejecutó la maniobra.
5.2.1.2 Desenergización de un circuito a 110 kV
5.2.1.2.1 Si el circuito esta energizado por el barraje de reserva y protegido por su propio
interruptor
Condiciones iniciales: 7167, 7127, 7100 y 7011 cerrados. 7166, 7176, y 7019 abiertos.
Maniobras: Abrir el interruptor 7100. Abrir seccionadores 7011, 7127 y 7167. Comprobar con
el CCT que el circuito esta desenergizado en el terminal opuesto. Cerrar manualmente la cuchilla
de puesta a tierra de 7019. Finalmente informar al CCT que la cuchilla de puesta a tierra 7019
esta cerrada, indicando la hora en que se ejecutó la maniobra.
50
5.2.1.2.2 Si el circuito esta energizado por el barraje de reserva y protegido con el
interruptor acoplador de barras
Condiciones iniciales: 7136, 7100, 7137, 7166 y 7176 cerrados. 7166, 7127, 7100, 7011 y 7019
abiertos.
Maniobras: Abrir el interruptor acoplador de barras 7130. Abrir seccionadores 7136, 7137,
7176 y 7166. Comprobar con el CCT que el circuito esta desenergizado en el terminal opuesto.
Cerrar manualmente la cuchilla de puesta a tierra de 7019. Finalmente informar al CCT que la
cuchilla de puesta a tierra 7019 esta cerrada, indicando la hora en que se ejecutó la maniobra.
5.2.1.3
Operación by-pass bajo carga-conexión
La operación by-pass se ejecutará cuando haya a necesidad de retirar del servicio el interruptor
de la bahía de un circuito sin suspender el servicio por ese circuito. Se utilizará el interruptor de
acople de barras al cual le han sido transferidas previamente las protecciones del interruptor que
queda fuera de servicio.
Nota: no pueden existir dos condiciones de by-pass al mismo tiempo. La siguiente maniobra
deberá ser ejecutada únicamente bajo la supervisión de un ingeniero.
Condiciones iniciales: 7136, 7130 y 7137 abiertos. El barraje de reserva disponible (todos los
seccionadores al barraje de reserva abiertos). 7167, 7176 y 7019 abiertos. 7166, 7127, 7100 y
7011 cerrados.
Maniobras: girar el selector normal - by-pass del panel de control de la bahía correspondiente a
la posición by-pass utilizando la llave adecuada. Cerrar 7136 y 7137. Cerrar el interruptor 7130
para energizar el barraje de reserva. Cerrar el seccionador 7167. Abrir el seccionador 7166.
Cerrar el seccionador 7176. Abrir el interruptor de bahía 7100. Abrir los seccionadores 7127 y
7011. Informar al CCT que la operación by-pass ha sido efectuada en el circuito correspondiente
e indicar la hora en que se ejecutó la maniobra.
Nota: al principio del cierre del seccionador 7176, todos los circuitos de protección del
interruptor 7100 se transfieren automáticamente al interruptor de acple de barras 7130.
5.2.1.4
Operación by-pass bajo carga-desconexión
51
Nota: la maniobra a describirse será ejecutada únicamente bajo la supervisión de un ingeniero.
Condiciones iniciales: 7019, 7011, 7100, 7127 y 7166 abiertos. 7176, 7166, 7137, 7130, y 7136
cerrados.
Maniobras: cerrar los seccionadores 7011 y 7127. Cerrar el interruptor 7100. Abrir el
seccionador 7176. Cerrar el seccionador 7167. Abrir el seccionador 7166. Abrir el interruptor
7130. Abrir los seccionadores 7136 y 7137. Girar el selector normal – by-pass del tablero de
control del circuito correspondiente a la posición normal y retirar la llave. Informar al CCT que el
circuito esta protegido por su propio interruptor indicando la hora en que se ejecutó la maniobra.
5.2.1.5
Cierre de un interruptor de circuito 110 kV
5.2.1.5.1 Prueba cierre interruptor
Para probar el cierre de un interruptor los dos seccionadores adyacentes deben estar abiertos. La
prueba se puede realizar con el selector de llave para sincronismo en posición directo o
supervisado.
Cuando se prueba el cierre del interruptor, se chequea además que no exista anomalía en relés
repetidores, que los MCB y los fusibles de los transformadores de tensión asociados no se
encuentren abiertos, que el relé 86 no este operado y que los circuitos de disparo se encuentren
bien.
5.2.1.5.2 Energización de un circuito
Retirar la llave de sincronización del guarda llave e insertarla en el selector de comprobación de
sincronismo del tablero de control del circuito a energizarse. Comprobar que el circuito esta
desenergizado verificando todas las tensiones de fases. Girar el selector de llave para
comprobación de sincronismo a la posición directo. Verificar en la columna de sincronismo que
no hay tensión de línea. Dar orden de cierre al interruptor mediante el selector de discrepancia.
Girar la llave de sincronización a la posición desconectado, retirarla del selector y colocarla en el
guarda llave. Finalmente informar al CCT que el circuito esta energizado, indicando la hora en
que se ejecutó la maniobra.
52
5.2.1.5.3 Energización del barraje
Retirar la llave de sincronización del guarda llave e insertarla en el selector de comprobación de
sincronismo del tablero del circuito a energizarse. Comprobar que el barraje esta energizado
mediante los voltímetros de barra ubicados en el tablero de la bahía de acople. Girar el selector de
llave para la comprobación de sincronismo a la posición directo. Verificar en la columna de
sincronismo que no hay tensión de barraje. Dar orden de cierre al interruptor mediante el selector
de discrepancia. Girar la llave de sincronización a la posición desconectado, retirarla del selector
y colocarla en el guarda llave. Finalmente informar al CCT que el barraje esta energizado,
indicando la hora en que se ejecutó la maniobra.
5.2.1.5.4 Sincronización de dos sistemas
La sincronización de un circuito implica el acople de dos sistemas diferentes. Se procede de la
siguiente manera: retirar la llave de sincronización del guarda llave e insertarla en el selector de
comprobación de sincronismo del tablero del circuito a energizarse. Girar el selector de llave a la
posición directo. Observar en la columna de sincronismo las tensiones de línea y de barra e
informarlas al CCT. Leer la diferencia de tensiones en el voltímetro diferencial. Observar en la
columna de sincronización las frecuencias entre los sistemas a sincronizar y la dirección de giro
del sincronoscopio, e informarlo al CCT. El CCT coordinará la aceleración o desaceleración del
sistema entrante y ordenará el cierre del interruptor cuando, con tensiones adecuadas, el giro del
sincronoscopio sea muy lento. Dar cierre cuando el puntero del reloj indique las 12 horas.
5.2.1.6
Transferencia de un circuito de 110 kV de barraje de reserva al barraje principal
Condiciones iniciales: 7167, 7127, 7100 y 7011 cerrados. 7137, 7130, 7136, 7167, 7176 y 7019
abiertos.
Maniobras: cerrar los seccionadores 7136 y 7137. Cerrar el interruptor 7130. Cerrar 7167. Abrir
el seccionador 7166. Abrir el interruptor 7130. Abrir los seccionadores 7136 y 7137. Informar al
CCT que el circuito ha sido transferido al barraje principal, indicando la hora en que se ejecutó la
maniobra.
53
5.2.1.7 Transferencia de un circuito de 110 kV del barraje principal al barraje de reserva
Condiciones iniciales: 7167, 7127, 7100 y 7011 cerrados. 7136, 7130, 7137, 7166, 7176 y
7019 abiertos. Ninguna bahía en operación by-pass.
Maniobras: cerrar los seccionadores 7136 y 7137. Cerrar el interruptor 7130. Cerrar 7166. Abrir
el seccionador 7167. Abrir el interruptor 7130. Abrir los seccionadores 7136 y 7137. Informar al
CCT que el circuito ha sido transferido al barraje de reserva, indicando la hora en que se ejecutó
la maniobra.
5.2.2
Consignas de operación para el acople de barras
5.2.2.1 Prueba cierre interruptor
Para probar el cierre de un interruptor los dos seccionadores adyacentes deben estar abiertos. La
prueba se puede realizar con el selector de llave para sincronismo en posición directo o
supervisado.
Cuando se prueba el cierre del interruptor, se cheque además que no exista anomalía en relés
repetidores, que los MCB y los fusibles de los transformadores de tensión asociados no se
encuentren abiertos, que el relé 86 no este operado y que los circuitos de disparo se encuentren
bien.
5.2.2.2 Para energizar el barraje de reserva
Retirar la llave de sincronización del guarda llave, e insertarla en el selector de comprobación
de sincronismo del tablero acoplador de barras. Girar la llave a la posición directo. Dar orden de
cierre al interruptor mediante el selector de discrepancia. Girar la llave a la posición
desconectado, retirarla del selector y colocarla en el guarda llave. Informar al CCT que el barraje
de reserva esta energizado, indicando la hora en que se ejecutó la maniobra.
5.2.2.3 Para energizar un circuito
Retirar la llave de sincronización del guarda llave a instalarla en el selector de comprobación de
sincronismo ubicado en el tablero acoplador de barras. Comprobar que el circuito este
54
desenergizado verificando las tensiones de todas las fases con el voltímetro del panel de control
del circuito. Girar la llave a la posición directo. Verificar en la columna de sincronización que no
hay tensión de línea. Dar orden de cierre al interruptor con el selector de discrepancia. Girar la
llave a la posición desconectado, retirarla del selector y colocarla en el guarda llave. Informar al
CCT que el circuito esta energizado y la hora en que fue ejecutada la maniobra.
5.2.2.4 Para sincronizar el barraje de reserva con el barraje principal
Retirar la llave de sincronización del guarda llave e instalarla en el selector de comprobación de
sincronismo en el tablero de acople de barras. Girar la llave a la posición directo. Observar en la
columna de sincronización las tensiones de línea y de barra e informarlas al CCT. Con ayuda del
voltímetro diferencial se puede observar la diferencia de tensiones. Observar en la columna de
sincronización las frecuencias entre los sistemas a sincronizar y la dirección del giro del
sincronoscopio, informarlo al CCT. El CCT coordinará la aceleración o desaceleración del
sistema entrante y ordenará el cierre del interruptor. Dar orden de cierre al interruptor cuando el
puntero del sincronoscopio marque las 12 horas. Girar la llave de sincronización a la posición
desconectado, retirarla del selector y colocarla en el guarda llave. Informar al CCT de que el
interruptor de acople de barras esta cerrado indicando la hora de la maniobra.
5.3
Diseño de los diagramas de la subestación
El control de la subestación es parte fundamental de su buen funcionamiento y confiabilidad.
En este caso particular de inclusión de una barra de transferencia, una bahía de acople y equipos
de maniobra, se diseñaron los servicios auxiliares para alimentar todo lo nuevo (tableros,
interruptores y seccionadores) y a su vez se diseñaron los esquemáticos de control para la
integración completa del sistema.
Para llevar a cabo el diseño se hizo un estudio de los unifilares de la subestación, tanto del
unifilar general con la implantación de nuevos equipos como de los unifilares de corriente
continua y alterna para los servicios auxiliares. Posterior a ello se siguió como guía los diagramas
funcionales de cada bahía en el caso de los esquemáticos de control, luego se procedió al diseño
de los diagramas de principio que enseñan a grandes rasgos como se llevará a cabo la
alimentación de todos los equipos y finalmente se diseñaron los diagramas de circuito que llegan
55
al detalle de todo el conexionado. En la figura 22 se muestra un diagrama de bloques con el orden
de diseño de todos los diagramas.
Figura 22. Orden implementado para el diseño de todos los esquemáticos
En Venezuela el orden sería distinto, primero se diseñan los diagramas de principio que
muestran la filosofía general del sistema y luego los diagramas funcionales y detalle que muestra
el conexionado minucioso de los equipos y la lógica de control.
5.4
Diseño de los servicios auxiliares en corriente alterna y continua para los nuevos
equipos en el lado de 110 kV
Como se explicó en el capítulo III, los servicios auxiliares se encargan de energizar los tableros
para poder llevar a cabo el control, protección, señalización y monitoreo de la subestación. Los
servicios auxiliares se dividen en servicios auxiliares en corriente alterna y en corriente continua.
En corriente alterna se usan para alimentar las tomas de 120 V y 208 V, la iluminación que se
enciende al abrir la puerta del tablero (para la manipulación del mismo), y la calefacción para
evitar la concentración de humedad y con esto prolongar la vida útil de los contactos, cables y
relés dentro del gabinete.
En corriente continua se utilizan para la alimentación de tomas en 125 V, para los motores de
los equipos de maniobra, bobinas de disparo de los interruptores y para polarizar los circuitos de
control y protección.
56
Todos los ramales tienen una protección asociada y coordinada. En los diagramas unifilares de
alterna (figura 17) y continua (figura 18) se muestran los MCB, el número de polos y su
capacidad. Debido a la cantidad de nuevos equipos se van a instalar y la indisponibilidad de
espacio de los tableros existentes, se decidió la incorporación de nuevos tableros de agrupamiento
para ambos patios. Estos tableros van a manejar tanto las señales en alterna como en continua.
Para facilitar el agrupamiento se dividieron los equipos en dos grandes áreas:
Área 1: Engloba las señales procedentes del interruptor de acople 7130 y de los seccionadores
7136, 7137, 7146 y 7166. Esta área será manejada por el tablero +GCS110-1.
Área 2: Engloba las señales procedentes del seccionador de by-pass 7196 y de los
seccionadores de barra 7156, 7186 y 7177. Esta área la manejará por el tablero +GCS110-2.
Todos los planos se generaron siguiendo como base los diagramas unifilares. En la figura 23 se
muestra un diagrama de bloques que ilustra como se llevó a cabo el diseño de los servicios
auxiliares.
Figura 23. Diagrama de bloques del diseño de los servicios auxiliares de la subestación
5.4.1
Diagramas de principio de servicios auxiliares en corriente alterna
57
La alimentación principal de los nuevos tableros viene del tablero +TSACA, que es existente y
su tensión es 208/120 V. De allí se deriva un primer ramal que alimenta al tablero +TSACAT4.
Este tablero distribuye la energía entre el patio de 110 kV y 220 kV a los tableros: +GCS110-1,
+GCS110-2, +GCS220-1 y +GCS220-2.
Los diagramas de principio muestran una conexión muy general, poco detallada, que busca
ilustrar lo que se encuentra aguas abajo o lo que será alimentado. Los diagramas que se generaron
en corriente alterna fueron:
5.4.1.1 Diagrama de principio del tablero +TSACAT4
Se muestra la barra de fuerza del tablero con la tensión, frecuencia, número de fases, amperaje
nominal y nivel de cortocircuito. Se conecta al resto de las cargas a través de MCB que no se
enseñan en detalle en estos planos (se hará en los diagramas de circuito). De allí se distribuye la
alimentación a los tableros +GCS110-1, +GCS110-2, +W8 y +W9 para calefacción, iluminación
y tomas para el patio 110 kV. Cabe destacar que en estos diagramas no se colocan números de
borneras, polos o capacidad de los MCB, número de cables ni nada en detalle, solo es un
esquema generalizado que ilustra como se llevará a cabo la alimentación. Se deja un circuito
destinado a la reserva que en este caso particular no esta equipada con MCB.
5.4.1.2
Diagrama de principio del tablero +GCS110-1
Sale la alimentación de la barra principal del gabinete debidamente identificada de forma
similar a la barra principal del tablero +TSACAT4, de allí pasa por el MCB correspondiente a
cada circuito. Sale del tablero y se dirige a cada equipo en patio para suministrarle energía. De
aquí se alimentan los equipos del área 1 para las funciones de calefacción, iluminación y tomas.
Se muestran los MCB y borneras sin mayores detalles ya que se incorporarán posteriormente en
los diagramas de circuito.
5.4.1.3
Se generó de manera similar que el anterior pero se alimentarán los equipos del área 2 del patio
de 110 kV. A continuación se muestra un diagrama de principio típico, en este caso es el del
tablero +TSACAT4.
58
Figura 24. Diagrama de principio del tablero +TSACAT4
5.4.2
Diagramas de principio de servicios auxiliares en corriente continua
La estructura del diagrama en corriente continua es la misma que la de corriente alterna, solo
varía el tipo de carga que alimentan, en este caso se usan para motores, bobinas de disparo y
polarización de circuitos de control y protección.
La alimentación principal viene del tablero +TCC que es existente. Se habilitaron 9 nuevas
salidas donde dos van a +GCS110 y dos a +GCS220. Cuatro alimentan los nuevos gabinetes de
control ubicados en la caseta de la subestación. En nuestro caso nos interesa solo la alimentación
de los tableros +W8 y +W9 ya que el resto son gabinetes en 220 kV. La última alimentación es
de reserva y en este caso si esta equipada. Los diagramas generados en corriente continua fueron:
5.4.2.1 Diagrama de principio del tablero +GCS110-1
En el diagrama se muestra la barra de alimentación que se energiza del circuito 1 del tablero
+TCC existente debidamente identificada. De allí se derivan nueve circuitos con su MCB
correspondiente y van a los tableros de cada equipo en patio para ser usados en la alimentación de
motores, bobinas de disparo y polarización de circuitos de control y protección. Los equipos que
se alimentan son los del área 1.
59
5.4.2.2
De manera similar al tablero +GCS110-1 y de forma general se presenta la barra energizada por
el circuito 2 del tablero +TCC, las cuatro salidas que se derivan a los nuevos equipos enmarcados
en el área 2 pasando previamente por su respectivo MCB. A continuación se muestra un
diagrama de principio típico que en este caso es el del tablero de agrupamiento +GCS110-1.
Figura 25. Diagrama de principio en CC del tablero +GCS110-1
5.4.3
Diagramas de circuito de servicios auxiliares en corriente alterna
Como se explicó en el capítulo 3, los diagramas de circuito son la representación detallada del
sistema, donde se muestran número de borneras, datos de MCB, relés, contactos, entre otros que
se interconectan entre un plano y otro con llamados de hoja y columna, más adelante se mostrará
una leyenda que explique con mayor profundidad este aspecto.
Se tomó como premisa para el diseño mantener el balance en las fases de los circuitos de
alimentación, por tal motivo se observan cargas conectadas en diferentes fases tratando en la
medida de lo posible obtener un equilibrio en la carga final.
Como son tableros nuevos, se tuvo que asignar desde cero los números a las borneras. Los
números de los contactos de MCB y demás equipos son referenciales y deberán ser fijados por el
60
constructor. Cabe destacar que los servicios auxiliares del tablero de control de la línea oasis
+TC1 ya fueron diseñados y por tal motivo no se incluyen dentro de la lista de planos elaborados,
solo hubo que agregar los servicios auxiliares para el seccionador 7166 de dicha bahía.
5.4.3.1
Alimentación CA Tablero +TSACAT4
La alimentación proviene de un transformador de 50 kVA de la subestación. Pasa por un
interruptor tripolar de 40 amperios y de allí se alimenta el barraje principal del tablero. El sistema
posee una alarma que anuncia cuando cualquiera de los polos del interruptor actúa y la señal va a
los tableros de control +W8 y +W9 para ser anunciada en el panel de alarmas. La conexión a los
tableros de control se muestra en detalle en los planos de falla auxiliares c.a. de ambas bahías.
Los tableros se representaron con líneas punteadas para ser diferenciados del resto de equipos.
5.4.3.2
Ausencia de tensión 208/120 V CA
La barra principal debe tener un relé supervisor de baja tensión (27), por tal motivo se muestra
la conexión a las tres fases y la señal se envía a los tableros de control alimentados. Se utilizó un
solo relé para ambos tableros. La señal de alarma que se genera va al plano de control de cada
bahía. Para el caso de la bahía de acople no se muestra como un plano adicional sino que se
agrega como una entrada binaria para ser mostrado en pantalla.
5.4.3.3
Medidas de tensión y corriente +TSACAT4
Aguas abajo del relé 27, se conecta un transformador de corriente y un selector de tensión para
medir los valores que presenta la barra principal. El selector tiene tres fusibles aguas arriba y se
conecta a las tres fases y al neutro. El transformador de corriente tiene una relación 50/5 A. A los
extremos de la barra se muestran los llamados del plano anterior y consecutivo indicando la
continuidad del barraje principal. Los puntos de llegada en los equipos son referenciales pero se
colocaron de esa manera para ser consecuente con lo existente en la subestación.
5.4.3.4
Circuitos de salida +TSACAT4
61
Tomando como base el diagrama unifilar en corriente alterna de servicios auxiliares, se hizo la
conexión en detalle de los MCB que protegen cada circuito de salida del +TSACAT4. En el caso
de cargas como gabinetes de agrupamiento de señales, la conexión se hizo trifásica, pero para
iluminación y calefacción los tableros, los MCB son de dos polos. Todos los circuitos de salida
vienen de la barra principal de alimentación, pasan por su respectivo MCB y luego van a la carga.
Se mantuvo la numeración que mostraba el unifilar para cada MCB y las señales de alarma van al
plano de señalización de falla.
Las conexiones a la barra principal se hicieron tratando de conservar el balance del sistema de
alimentación.
5.4.3.5
Sistema de calefacción e iluminación +TSACAT4
Cada tablero posee su sistema de calefacción e iluminación al abrirse la puerta. Ambas cargas
están conectadas a un MCB termomagnético. Se conectan a diferentes fases para cumplir con el
balance del sistema.
5.4.3.6
Señalización de falla en CA +TSACAT4
En este diagrama se presentan todos los contactos asociados a las diferentes alarmas de falla del
sistema en CA. Estas alarmas salen del tablero +TSACAT4 y van al tablero +W9 para ser
mostradas en el panel de alarmas cuando una de estas actúe. Están polarizadas con 125 V y el
controlador de bahía las reconoce como una entrada binaria.
62
Figura 26. Alimentación del tablero +TSACAT4
5.4.3.7 Alimentación CA Tablero +GCS110-1
Se realizó de manera similar que el tablero +TSACAT4. En este caso la alarma de falla de la
alimentación también va a los tableros de control para ser mostrada en el panel de alarmas de
cada bahía y en la pantalla del controlador numérico. La alimentación principal en este caso viene
del barraje principal del tablero +TSACAT4.
5.4.3.8
Circuitos de salida en CA +GCS110-1
Se conectaron los MCB de la barra de alimentación proveniente de +TSACAT4 y se derivaron
las alimentaciones a cada circuito. Se siguió con la numeración consecutiva de los bornes y se
mantuvo el balance del sistema conectando las cargas a fases distintas.
63
5.4.3.9
Sistema de calefacción e iluminación en CA +GCS110-1
El diagrama es igual al del tablero +TSACAT4 solo que cambia el nombre del MCB asociado
que para este caso es el –Q8.
5.4.3.10
Señalización de falla en CA +GCS110-1:
Agrupa todos los contactos provenientes de los MCB de los circuitos de salida del tablero para
ser enviados al tablero de control como alarma de falla en la alimentación.
Los diagramas generados para el tablero +GCS110-2 son iguales a los del tablero + GCS110-2,
solo que alimentan cargas distintas, sus borneras cambian en la numeración y el nombre de los
MCB es diferente pero la estructura se mantiene y por tal motivo no se hablará en detalle.
5.4.4
Diagramas de circuito de servicios auxiliares en corriente continua
Nuevamente la estructura de los planos es similar a la presentada en corriente alterna, la
diferencia mas notable es que primero, no aparece el tablero +TSACAT4 porque es un tablero
que solo maneja corriente alterna, y segundo, los MCB son todos bipolares y su capacidad es de
16 y 6 amperios, de resto se trabajó bajo las mismas premisas de los diagramas anteriores. A
continuación se enumeran todos los planos generados para los diagramas de circuito de servicios
auxiliares en corriente continua:
•
Alimentación CC tablero +GCS110-1
•
Circuitos de salida en CC +GCS110-1
•
Señalización de falla en CC +GCS110-1
•
Alimentación CC tablero +GCS110-2
•
Circuitos de salida en CC +GCS110-2
•
Señalización de falla en CC +GCS110-2
64
5.5
Especificación del controlador de bahía para el acople de barras
Termoflores S.A. en su plan de expansión de capacidad de generación necesita de la ampliación
de la subestación “Las Flores IV” y para ello se agregó una segunda barra que funciona como
barra de transferencia. Esta barra estará enlazada al sistema a través de una nueva bahía de acople
de barras que consta de un interruptor de potencia en SF6 (interruptor 7130) y dos seccionadores
(7137 y 7136).
Con la idea de ir modernizando lo existente, se dejará a un lado el control convencional
analógico y el control de dicha bahía será implementado con un controlador de bahía digital que
facilita el manejo de los equipos y reduce la cantidad de cables y relés repetidores en las
canalizaciones y diversos tableros de la subestación. Este controlador no tendrá habilitadas
funciones de protección sino solo control de equipos y sincronismo.
Para hacer la especificación del equipo, se tomó como referencia un controlador de bahía
comercial marca Siemens ® modelo 6MD66. Primero se verificaron las entradas de señales del
controlador ya que nuestro número rondaba las 50 señales y este es limitado de acuerdo al
modelo. Una vez que se determinó que el modelo se adecuaba a nuestras necesidades básicas de
entradas binarias se procedió a la verificación de las demás funciones.
Los transformadores de corriente del patio de 110 kV tienen una corriente en el secundario de 5
amperios y esto debía ser tomado en cuenta porque otros modelos también manejan un amperio.
Se especificó el lenguaje en español porque el cliente lo solicitó de esta manera, también se
especificó con sincronizador para poder ser utilizado a la hora de acoplar circuitos al sistema.
Finalmente no se especificó con funciones de protección sino solo será usado para maniobras,
señalización y hacer cumplir los enclavamientos. Esta especificación fue complementada por el
departamento de instrumentación de AB proyectos para incorporar las especificaciones de
protocolos de comunicación.
65
Figura 27. Controlador de bahía marca Siemens modelo 6MD66
5.6
Esquemas de control de la bahía de acople de barras
Al realizar estos esquemas se tomó en cuenta como premisa de diseño que el alcance del trabajo
es llevar las señales necesarias para cumplir con el correcto funcionamiento de la subestación
hasta el controlador de bahía, de allí en adelante, la programación como tal del controlador
utilizando compuertas lógicas queda por parte del proveedor que en este caso es Siemens.
El proveedor llevará a cabo el trabajo de programación siguiendo la información de los
diagramas funcionales y de circuito de la bahía de acople de barras, así como también el manual
de operaciones de la subestación. A continuación, en la figura 28 se muestra en diagramas de
bloque el orden seguido para la elaboración de los esquemáticos de control del campo de acople.
Primero se hizo una revisión del diagrama unifilar con los nuevos equipos y con la bahía de
acople, luego se elaboraron los diagramas de principio y finalmente los diagramas de circuito.
66
Figura 28. Diagrama de bloques del diseño de los esquemáticos de control de la subestación.
5.6.1
Diagramas de circuito de control del acople de barras
Para la elaboración de estos diagramas, se requirieron menos planos que los generados para el
control convencional-analógico debido a que la unidad de control de bahía utiliza las entradas de
señales y las repite dentro de si misma gracias al software DIGSI 4 ®. Anteriormente se requería
la repetición de contactos con relés para poder armar todo el esquema de permisivos que hicieran
posible el correcto funcionamiento de la subestación, pero con el uso de esta herramienta se
facilita el trabajo porque sólo se requiere llevar la señal una sola vez hasta la unidad y se
identifica como una entrada binaria, de allí en adelante el programador se encarga de tomar esta
entrada y utilizarla para cumplir la filosofía de operación y los enclavamientos de la subestación.
Como la unidad de control numérico posee su pantalla integrada, no se requirió hacer esquemas
para la conexión a un panel de alarmas, lo cual trajo una reducción considerable en el número de
diagramas requeridos. A continuación se enlistan los planos elaborados y su función.
5.6.1.1 Iluminación y calefacción armario +GCS110-1
Se toma la alimentación del tablero +TSACAT4 y se distribuye para la calefacción del tablero
+GCS110-1, las tomas y la iluminación del mismo para las labores de mantenimiento.
5.6.1.2 Alimentación equipos en patio
67
Viene la alimentación alterna y continua de +TSACAT4 y +TCC, de allí se distribuye a los
equipos en patio a través del armario de agrupamiento +GCS110-1. Acá solo se alimentan los
equipos de la bahía de acople que esta constituida por el interruptor 7130 y los seccionadores
7137 y 7136. El interruptor posee calefacción trifásica mientras los seccionadores la poseen
monofásica. La energización de los equipos como tal, es en 125 voltios continuos.
Adicionalmente se alimenta la calefacción del tablero del transformador de tensión capacitivo
+TTXX. Se incluye un llamado para otro plano ya que la fuente de alimentación se distribuye
para otros fines.
5.6.1.3 Transformador de tensión capacitivo
Es utilizado para medir la tensión de la barra a instalar BS-4. Como se explico en el capítulo
IV, el transformador capacitivo reduce los niveles de tensión para poder ser medidos y disminuir
riesgos al personal de trabajo. Se toma la tensión de las tres fases y de allí se distribuye dentro del
tablero +TTXX para ser utilizada en funciones de medición y protección.
A la salida del secundario se cuenta con unos MCB que envían una señal de falla al controlador
de bahía en caso de actuación. La medición de la tensión de esta barra es enviada para el centro
de control de la subestación vía fibra óptica. Esta tensión se utiliza para la sincronización de
bahías al momento de ser conectadas a través del acoplador.
5.6.1.4 Servicios auxiliares 120/208 VCA iluminación, tomas y calefacción
Se muestra la alimentación proveniente de las alimentaciones principales en corriente alterna y
continua destinadas a la calefacción, tomas, iluminación y energización del tablero de control
+W9.
5.6.1.5 Selectores de discrepancia
El controlador de bahía del acople de barras posee comandos para llevar a cabo las consignas
de maniobra en los equipos ubicados en patio, pero el cliente, además de tener habilitadas estas
funciones, quiso la incorporación de selectores manuales en el tablero de control +W9 para
facilitar las labores del personal de la subestación. Por tal motivo se incorporaron 5 selectores con
entrada directa al controlador de bahía.
68
El controlador al recibir estas entradas, las etiqueta y habilita los comandos a través de
compuertas lógicas dependiendo de la orden que se esté enviando. Además de los selectores y su
llamado para mostrar donde actúan, se incluye la tabla de la verdad de cada uno. Tenemos
selector de discrepancia para el interruptor 7130, seccionadores 7137 y 7136, uno para la función
de local remoto y uno de sincronismo con tres posiciones: directo, supervisado o desconectado.
El sincronismo directo es el controlado por el operador siguiendo como guía un sincronoscopio
ubicado en la caseta de mando de la subestación, cuando ve que ambas frecuencias, niveles de
tensión y fases son idénticos procede a la incorporación de la bahía correspondiente. Cuando el
selector esta en la posición supervisado, el relé de sincronismo (25) es el encargado de dar el
permisivo y la señal para incorporar la bahía al sistema. El selector siempre se encuentra en
desconectado y a la hora de realizarse una maniobra se sitúa en directo o supervisado,
dependiendo del caso.
En el caso del selector local remoto, se deshabilitó esta función en el controlador de bahía y
toda la lógica se desarrolla en el tablero +W9. Se tiene un relé repetidor de contactos y la acción
del selector habilita los contactos necesarios para llevar a cabo las maniobras. Más adelante se
explica con mayor detalle en el diagrama del selector local remoto.
5.6.1.6 Distribución de polaridades VCC
Las polaridades en corriente continua son las que hacen posible la energización de relés, enviar
señales de entrada al controlador de bahía como alarmas, disparos, en pocas palabras; son la
fuente que hace posible controlar y supervisar los equipos de la subestación. Para tener un orden
a la hora de cablear el tablero de control y de agrupamiento, se hizo una distinción de las
polaridades dependiendo de su uso. A continuación se enlistan:
•
C1±: señal de polarización para comandos de control.
•
D1±: señal de polarización para disparos.
•
S1±: señal de polarización para señalización.
•
Sy±: señal de polarización para sincronización.
Todas las señales poseen una alarma asociada ante falla que, ante la ausencia de tensión, el
controlador de bahía manda la notificación correspondiente. En la bahía de acople se realiza
diferente a la línea oasis porque aquí la alimentación tiene una salida en paralelo que va al
69
controlador, y si la tensión esta en cero se enciende la alarma, pero en la línea de transmisión la
alimentación estaba conectada a una bobina de un relé repetidor que al cambiar de posición sus
contactos mandaba la notificación al panel de alarmas.
5.6.1.7 Discrepancia de posición
Los selectores de posición poseen un led para identificar el estatus del equipo que al estar en la
posición cerrado se enciende. En el diagrama se incluyeron tres leds para los selectores de
discrepancia de la bahía de acople. El selector al cambiar de posición, cambia la posición de un
contacto conectado a un led, que cierra un circuito energizado cuando se conecta al camino de
otro contacto que viene del equipo cuando esta cerrado. Al estar abierto este camino no se cierra
y el led no enciende.
5.6.1.8 Secundario transformador de tensión abierto
Como se habló en el diagrama del transformador de tensión capacitivo, este posee MCB en el
secundario que alertan cuando ocurre una falla. Esta señal sale del tablero +TTXX y se conecta
directamente al controlador de bahía. Al estar abierto el secundario del transformador se envía
una señalización de alerta y se bloquea el cierre del interruptor, esta lógica se muestra en los
diagramas funcionales que no es parte de nuestro alcance.
5.6.1.9 Falla auxiliares en CA y CC
De los servicios auxiliares se generan cinco alarmas que corresponden a la continuidad en la
alimentación tanto en corriente continua como en alterna de los tableros +TSACAT4, +GCS1101 y +GCS110-2. La bahía de acople solo hace uso del tablero +TSACAT4 en alterna y de
+GCS110-1 en continua y alterna, por lo cual, se recogen tres alarmas para ser mostradas en el
panel del controlador ante la ausencia de energía.
5.6.1.10 Relés repetidores de posición selector local remoto
Como se había comentado, el selector local remoto es el único que no tiene entrada directa al
controlador de bahía porque utiliza dos relés repetidores de contactos para completar el esquema
70
de trabajo. El selector energiza una bobina dentro del tablero +W9 cuando el selector se
encuentra en remoto y activa un contacto que completa el circuito proveniente del mando remoto
que es el Centro de Control TRANSELCA. Esta maniobra se puede hacer con el interruptor o los
seccionadores de acople.
5.6.1.11 Circuito de apertura interruptor
Se muestra el selector de apertura y el contacto del mando remoto para aperturas remotas. Este
camino entra al controlador de bahía y envía la señal correspondiente al energizarse.
Adicionalmente se incluyen cuatro entradas provenientes de los seccionadores de by-pass de cada
bahía para enclavamientos, cuatro entradas de disparos a la bobina principal provenientes de cada
interruptor de bahía que se transfieren al estar una maniobra de by-pass aplicada y cuatro entradas
más a la bobina de disparo 2, provenientes de cada bahía.
Del controlador se generan dos salidas al equipo en patio (pasando previamente por los tableros
de control y de agrupamiento en patio) para el disparo 1 y 2. También posee una entrada en 125
VCC para disparos locales en el propio equipo en patio. Los puntos de borneras ubicados en el
propio equipo en patio son referenciales ya que no se cuenta con la información precisa.
5.6.1.12 Circuito de cierre interruptor
En el tablero de control +W9 se encuentran dos selectores para el cierre del interruptor de
acople. El primero es el de cierre del interruptor. Para poder cerrar el interruptor, primeramente el
contacto de local remoto proveniente del repetidor de contactos ubicado dentro del mismo tablero
debe estar en posición local, acción generada previamente por la perilla ubicada en dicha
posición. Al ubicar el selector en cierre, se activan dos caminos, uno nos lleva al cierre directo,
que se realiza chequeando a través del sincronoscopio el estado de los sistemas a interconectarse
y el otro camino es el supervisado, que genera el cierre del interruptor cuando el relé 25 lo
permite luego de haber chequeado el sincronismo.
Existe un tercer camino que corresponde a la orden de cierre desde el mando remoto, esta orden
es directa y se realiza desde el CCT. Todas estas ordenes dadas por selectores manuales entran al
controlador de bahía como entradas binarias que se identifican y forman parte de la lógica de
permisivos para llevar a cabo la maniobra. Adicionalmente se anexan como entradas, el estatus
71
de los seccionadores de by-pass y los seccionadores de barra de cada bahía, necesarios para poder
cumplir los permisivos de cierre del interruptor. Esta secuencia de permisivos se muestra en el
diagrama funcional de cierre y apertura del interruptor de acople.
5.6.1.13 Circuito de apertura y cierre de seccionadores
Los selectores para abrir o cerrar activan la señal de entrada al controlador de bahía con 125
VCC y dependiendo del camino que se cierre se completa la orden. Hay dos entradas por
seccionador donde una corresponde a la apertura y la otra al cierre. También se incluye un
contacto proveniente del interruptor que funciona como enclavamiento ya este debe estar cerrado
en caso de maniobra de cualquiera de los interruptores, la no inclusión de este enclavamiento trae
como consecuencia el daño permanente de los seccionadores ya que no poseen capacidad de
interrupción.
Finalmente se derivan dos salidas del controlador que van al equipo en patio para dar la orden
de apertura o cierre. Ambos seccionadores tienen una entrada de C1- para completar la
polarización de la lógica.
5.6.1.14 Alarmas y señalización interruptor IC1-7130
El interruptor posee contactos de relés que internamente están monitoreando los niveles de SF6
y al ocurrir una anomalía en sus niveles se bloquea funcionalmente el interruptor para evitar un
mal despeje de la falla. La anomalía genera dos alarmas que van al controlador de bahía, una es
de pérdida de SF6 y la otra es del bloqueo funcional. También existe una señalización que indica
si el interruptor esta en local o remoto y un contacto para enclavamientos de conexión. Hay otras
ocho salidas que son utilizadas para las protecciones pero no forman parte de nuestro alcance y
solo se dejaron indicadas.
5.6.1.15 Contactos repetidores de posición interruptor IC1-7130
En todas las bahías se requiere el estatus del interruptor de acople para poder abrir o cerrar los
seccionadores de barra. Los equipos con los que trabajamos en la subestación poseen ocho
contactos normalmente abiertos y ocho normalmente cerrados.
72
Los contactos se generan en el propio equipo en patio y de allí se cablean hasta los tableros de
control que sean necesarios. Además de los tableros de control, se requirieron contactos (uno
normalmente abierto y uno normalmente cerrado) para la discrepancia de posición y encendido
del led.
5.6.1.16 Contactos repetidores de posición seccionadores de acople
Son contactos que salen directamente de los seccionadores 7137 y 7136. Son utilizados para la
discrepancia de posición (uno de posición abierto y uno de posición cerrado) y para generar el
enclavamiento de apertura y cierre del interruptor de acople, ya que su acción podría afectar el
funcionamiento de los mismos. De la misma forma que los contactos repetidores de posición del
interruptor, estos se cablean desde el equipo hasta el tablero +W9.
73
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
•
La metodología planteada se llevó a cabo sin mayores cambios y fue la base fundamental para
la obtención de los objetivos planteados.
•
Es de suma importancia para la realización de proyectos de este tipo, entender la topología y
funcionamiento del sistema en detalle para luego proceder al diseño de los esquemáticos, ya
que una percepción errada del mismo podría generar consecuencias a lo largo del proyecto.
•
Se identificaron todas las señales provenientes de los relés repetidores y se anexaron a la
nomenclatura de los planos de control de la línea oasis que sirvieron de base para el
desarrollo de toda la ingeniería.
•
El buen diseño y verificación de los diagramas de principio y circuito de los servicios
auxiliares es de suma importancia para el buen funcionamiento de los equipos en patio y del
sistema en general.
•
Un inconveniente presentado en el diseño de los diagramas de control fue contar con poca y
en ocasiones errada información de la subestación, que fue corregida de manera precisa y
oportuna para obtener los resultados esperados.
•
Es importante considerar las características del controlador de bahía para el diseño de los
diagramas de control, ya que se esta sujeto a las entradas y salidas de señales que dispone.
•
Se recomienda una corrección de los llamados en los planos existentes de la bahía de la línea
oasis para futuros trabajos en la subestación
•
Se recomienda la actualización de los diagramas unifilares de alimentación de los servicios
auxiliares ya que a medida que avanzó el desarrollo de la ingeniería de detalle, hubo
modificaciones en interruptores termomagnéticos y circuitos de salida de alimentación.
•
Se recomienda la automatización de la subestación en todas sus bahías y no solo del acople de
barras, ya que aumenta la confiabilidad y se facilita el mantenimiento por la disminución
considerable de cableado.
74
BIBLIOGRAFÍA
[1]
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Rifaldi, A. “Componentes de la Estación Eléctrica”.
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Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela. 2006.
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Electric Power Apparatus. 2005
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aplicación general, 1996.
[13]
IEC 1082-1. Símbolos gráficos, 1992.
[14]
Resolución número 25 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Código
de Redes. 1995.
APÉNDICES
APÉNDICE A
DIAGRAMAS DE PRINCIPIO Y CIRCUITO DE SERVICIOS
AUXILIARES EN CA Y CC
APÉNDICE B
DIAGRAMAS DE CIRCUITO DE LA BAHÍA DE ACOPLE

Desarrollo de los diagramas de principio y de circuito de la s/e las

Transcripción

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