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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD PARA IMPLEMENTAR UNSISTEMA SCADA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA
ELÉCTRICA DE EMELORO
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ENSISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
DIEGO ALFONSO FIALLOS FREIRÉ
DIRECTOR: ING. ANTONIO BAYAS
Quito, marzo de 2004
DECLARACIÓN
Yo DIEGO ALFONSO FIALLOS FREIRÉ, declaro que el trabajo aquí descrito esde mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado ocalificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que seincluyen en este documento.
La Escuela Politécnica Nacional, puede hacer uso de los derechoscorrespondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley, Reglamento dePropiedad Intelectual y por la normatividad institucional vigente.
Ó6 ALPINOS FIALLOS FREIRÉ
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por DIEGO ALFONSO FIALLOSFREIRÉ, bajo mi supervisión.
ING. Antonio Ba;
DIRECTOR DEL PROYECTO
DEDICATORIA
La mejor manera de ser recíprocos en la vida es ofrecer lo mejor de uno a las
personas que le han enseñado los principios de la Vida. Es por eso que el
presente trabajo va dedicado:
* A la Memoria de Mis Amados Padres: Fidel Alfonso Fiallos Haro y María
Luisa Freiré Espín quienes me dieron el alumbramiento de existir con la
Bendición de Dios. Además quienes me enseñaron los primeros principios
de la vida: Amor, Trabajo, Lucha, Esperanza etc. Los mismos que han sido
uno de mis mayores pilares para sobresalir.
* A la memoria de Mis Abuelos: Juan Freiré y María Esther Espín quienes
fueron se convirtieron en mi guía espiritual en los momentos que
compartimos
4 A mi hermano Marco Vinicio Fiallos Freiré, por la comprensión que me ha
brindado. Gracias ÑAÑO.
D AFF
AGRADECIMIENTO
Agradezco en Primer Lugar a Dios por las todas Bendiciones que me ha brindado
en la vida.
A Todos Mis Queridos Tíos, Primos, quienes con su Amor, Apoyo, Consejos y el
Cariño de hogar que siempre me brindan. Los mismos que están pendientes de
mi hermano y Yo en lo que necesitemos. Es grato reconocerles y agradecerle por
todo, en la culminación de una de las etapas de mi vida que siempre han estado
pendientes.
Además deseo agradecer aquellos amigos que tuve la suerte de conocer en el
trayecto de la vida los mismo que se volvieron en mi segunda familia al compartir
infinitos momentos de alegrías, trabajo, deberes, tristezas y demás manjares que
nos da la vida a quienes hoy quiero grabar su nombre en este trabajo : Edwin T,
Roberto T, Patricio V, Geovany B, Jimmy B, Edison B, Jorge Y, Marquito, Julio M,
Anibal R, Erson C, Ornar R, Romel R, Romel A, Paul T, Marcial F, Mario V, Wilson
Velasco, etc. Y demás Amigos que los llevo en mi corazón.
Al Ingeniero Antonio Bayas por su acertada dirección en la culminación de Este
Proyecto.
Al Ingeniero Mauricio Montalvo, del Departamento de Automatización de Emeloro
por su amistad desinteresada, y conocimientos impartidos.
Y mis Profesores y la Escuela Politécnica Nacional por los conocimientos y
experiencia brindada que la llevo siempre presente de aquí en adelante.
D AFF
* ÍNDICE
Encabezado Página
Resumen 1Presentación 2
Capítulo 1Introducción1.1 Antecedentes 31.2 Establecimiento del Proyecto 41.3 Objetivos 6
€ 1.4 Alcance 61.5 Justificación del Proyecto 61.6 Definiciones 7
1.6.1 Por que Automatizar ? 71.6.2 Por que Automatizar Subestaciones 71.6.3 Desarrollo de Automatización 81.6.4 Costo de Automatización 81.6.5 Beneficios 9
1.6.5.1 Beneficios Técnicos 91.6.5.2 Benficios Económicos 9
1.7 Especificaciones de Calidad de Servicio 91.7.1 Calidad de Producto 91.7.2 Calidad de Servicio Técnico 10
Capítulo 2Sistema SCADA2.1 Definición General 132.2 Componentes de un Sistema SCADA 15
2.2.1 Hardware en Sistema de PLC y PC 152.3.2 Sistema de Comunicación 19
2.3.2.1 Sistema de Telemetría 222.3.2.2, Protocolos de Comunicación 24
2.3.3 MTU. MASTER TERMINAL 262.3.3.1 Funciones 262.3.4.1 Especificaciones de una RTU 33
* Capítulo 3Análisis Situación Actual EMELORO3.1 Antecedentes 353.2 Introducción 353.3 índices de Calidad del Servicio Técnico 363.4 Descripción del Sistema de EMELORO 38
3.4.1 Descripción General 383.4.1.1 Subestaciones 383.4.1.2 Transformadores de Subestación 403.4.1.3 Líneas de Transmisión 423.4.1.4 Alimetadores Primarios y Transformadores 43
de Distribución3.4.2 Demanda por Subestación 45
*
Encabezado Página
3.5 Prioridad de Automatización 503.5.1 Ubicación del Centro de Operación de EMELORO 51
3.6 Automatización de la Primera etapa o Etapa Piloto 523.6.1 Levantamiento de Equipo de Subestaciones 53
Capítulo 4Estudio Técnico4.1 Aspectos Generales 724.2 Sistema de Control y Supervisión 72
4.2.1 Sistema de Protección 734.2.2 Sistema de Control y Estado 784.2.3 Sistema de Supervisión de Estados 784.2.4 Supervisión de Medida de los Parámetros Eléctricos 79
4.3 Especificaciones Técnicas 834.3.1 Sistema Scada de la Empresa y sus Internaciones 834.3.2 Requerimientos de Operación y Control 844.3.3 Supervisión de Control 854.3.4 Características Generales del Centro de Control 874.3.5 Módulos del Centro de Control 88
4.3.5.1 Modulo Servidor Scada, MSSC 914.3.5.2 Módulo Interfaz Gráfica sin Operador, MMI 924.3.5.3 Módulo de Adquisiciones de Datos, MADQ 944.3.5.4 Modulo de Base de Datos Histórica, MDBS 944.3.5.5 Módulos Adicionales 95
4.3.6 Equipos de la Estación del Central 964.3.6.1 Servidores y consolas 974.3.6.2 Red de Computadoras y Sincronización de tiempo 984.3.6.3 Periféricos y Otros 98
4.3.7 Funcionalidad 994.3.7.1 Supervisión de Adquisición de Datos 994.3.7.2 DMS ( Distribution Management Systen) 1034.3.7.3 DSM ( Distribution Side Management) 105
4.3.8 Arquitectura de RTU's con PLC's 1054.3.9 Especificaciones de Software 111
4.3.9.1 Sistema Operativo 1124.3.9.2 Funciones Básicas 113
4.3.10 Interfase Hombre Maquina 1154.3.10.1 Apreciación de Integración con el Usuario 1164.3.10.2¿ Seguridad de Acceso 118
4.3.11 Manejo de Eventos y Alarmas del Sistema 1194.3.12 Sistema de Información Histórica (HIS) 1234.3.13 Sistema de Comunicación RTU's - COE 124
4.3.13.1 Tipo de Enlace 1244.13.2 Ubicación de Repetidora de Radio Enlace 1254.13.3 Equipo de Comunicación de Subestaciones 126
Encabezado Página
Capitulo 5Estudio Técnico Económico5.1 Introducción 1305.2 Evaluación Económica 130
5.2.1 Relación Costo- Beneficio 1305.2.1.1 Beneficio por Calidad de Servicio 1325.2.1.2 Beneficios por Operación y Mantenimiento 1335.2.1.3 Valor Presente de los Beneficios 1355.2.1.4 Costos 1365.2.1.5 Costo Equipo de Subestaciones 1365.2.1.6 Equipo para el Centro de Operaciones Emeloro 138
5.2.2 Tasa Interna de Retorno 1395.2.3 Periodo de Recuperación de Capital 140
Capítulo 6Conclusiones y Recomendaciones6.1 Conclusiones 142
Recomendaciones 145
Bibliografía 146
Anexos 147Anexo 3.1 Diagrama Unifilar del Sistema de Subtransmisión
de EMELOROAnexo 3.2 Unifilar del COE 1a EtapaAnexo 3.3 Enlace del COEAnexo 3.4 Diagrama Unifilar S/E La PeañaAnexo 3.5 Diagrama Unifilar S/E Los PinosAnexo 3.6 Diagrama Unifilar S/E MáchalaAnexo 3,7 Diagrama Unifilar S/E Máchala CentroAnexo 3.8 Diagrama Unifilar S/E El Cambio
Anexo 4.1 Sistema de Protección Diferencial y SobrecargaAnexo 4.2 Estado de los Equipos de Señales de Control
y Estado de las S/E Primera EtapaAnexo 4.3 Conexiones de Entrada y Salida a un DPU 2000RAnexo 4.4 Enlace de Telecomunicaciones de S/E " Línea de Vista"
CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES.
A partir de la finalización de funciones del EX-INECEL (Instituto
Ecuatoriano de Electrificación) el 31 de marzo de 1999, se establece el Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM) de la siguiente forma:
- El Consejo Nacional de Electricidad ( CONELEC)
- El Centro Nacional de Control de Energía ( CENACE)
- Las Empresas Eléctricas Concesionarias de Generación
- La Empresa Eléctrica Concesionaria de Transmisión (TRANSELECTRIC),
Las empresas eléctricas concesionarias de Distribución y Comercialización.
Esta nueva estructura del sector eléctrico ecuatoriano esta diseñada con el fin de
garantizar un buen servicio de energía eléctrica, al generar un ambiente
competitivo entre empresas Generadoras determinado en los bajos costos;
Empresas Eléctricas Distribuidoras al brindar un producto de calidad al cliente
final cumpliendo con la normativa establecida y supervisada por el ente regulador.
Es por eso que las Empresas Eléctricas de Distribución del País deben mantener
un alto nivel de eficiencia, por lo cual tienen que estar a la vanguardia de los
avances tecnológicos en Sistemas de Control y Supervisión de Sistemas Eléctrico
de Distribución.
La incorporación de estos avances como el Sistema de Control y Adquisición de
Datos, SCADA. Permite cumplir con las exigencias técnicas de Calidad de
Servicio Eléctrico establecidas dinámicamente por el CONELEC mediante
regulaciones, reglamentos y leyes emitidas. Y así satisfacer las necesidades de
los consumidores con un producto de Calidad a un costo óptimo.
1.2 ESTABLECIMIENTO DEL PROYECTO.
EMELORO es una de las empresas consideradas entre las menos cumplidas con
sus obligaciones comerciales al Mercado Eléctrico Mayorista según información
obtenida en el CENACE, esto referente a la parte económica
En la parte técnica se puede obtener una apreciación del estado de la Red de
Distribución en los índices de Calidad, los mismos que deben cumplir con los
límites establecidos por el CONELEC presentados en la siguiente Tabla 1.1:
LIMITES
Componente
Red
Alimentador Urbano
Alimentador Rural
FMIK
4.0
5.0
6.0
TTIK
8.0
10.0
18.0
Tabla 1 . 1 Limites de los Valores de índices de Calidad de Servicio
De donde:
FMIK: Frecuencia Medía de interrupción por KVA instalado
TTIK: Tiempo de ininterrupción por KVA nominal instalado
Los cuales han sido evaluados en cada uno de los alimentadores de la red de
Distribución.
Cabe indicar que en la zona concesionada a la Empresa Eléctrica de Emeloro,
esta conformada por sectores altamente productivos como: Bananero, minero,
pesquero y camaronero.
Dados estos antecedentes se ve la necesidad de realizar un estudio para
implementar un SCADA para la red de Distribución de EMELORO, el mismo que
permitirá establecer un Sistema con funciones de: controlar, adquirir datos y
supervisar cada una de las operaciones que ocurra en el sistema de distribución
en cada uno de sus elementos eléctricos a tiempo real. Esto en la parte local y a
la vez lograr mantener una comunicación continúa con los Centros de Control del
CENACE y TRANSELECTRIC. De donde estarán supervisadas las operaciones
realizadas en EMELORO.
El sistema debe acoplarse a las diferentes configuraciones, diseño, equipos,
tecnologías utilizadas en cada una de las Subestaciones existentes en esta red de
distribución y con la parte de Generación de la empresa que aporta al Sistema
Nacional Interconectado.
Por lo cual se debe establecer una metodología en función de los siguientes
puntos.
a) Análisis de la situación Actual
b) Prioridades de automatización
c) Estudios de Ingeniería
d) Elaboración de las Bases y Requerimientos
Con los pasos mencionados se establece la factibilidad técnica del Sistema a
implementar, para luego pasar a la factibilidad económica.
1.3 OBJETIVOS
Para este proyecto se tiene como objetivos los siguientes:
- Realizar el estudio de Factibilidad para la automatización del Sistema
de la Empresa Eléctrica de EMELORO.
- Establecer las condiciones Técnicos Económicos que debe ser
consideradas en la automatización de un Sistema de Distribución.
- Establecer una guía general de especificaciones técnicas de los
requerimientos para un Sistema SCADA de Distribución.
- Desarrollar un Sistema de Control y Supervisión de los parámetros
eléctricos y el estado de los Equipos: disyuntores, seccionadores,
transformadores, etc. Que conforman la Subestación de Distribución
1.4 ALCANCE
Está definido en función de los objetivos ya descrito el mismo que es el siguiente:
- Establecer las Especificaciones técnicas del Sistema SCADA óptimo
para EMELORO, que permita controlar y adquirir datos de medición,
operación, control local y a distancia. Además de obtener una visión
global del sistema de Distribución.
1.5 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
El estudio a realizar esta sustentado en los siguientes.
- La importancia del servicio eléctrico, requiere que las condiciones
actuales de operación y servicio de las Subestaciones del país, tengan
un control más minucioso para obtener mejoramiento en los resultados
finales, y proporcionar de esta manera una mayor calidad, confiabilidad.
Lo cual obliga a implementar nuevos avances en sistemas de control y
supervisión en los sistemas de Distribución
- Las políticas de conservación y ahorro de energía exigen la formulación
de Estrategias, Sistemas que optimicen el desempeño del Sector
Eléctrico, a largo plazo
1.6 DEFINICIONES
1.6.1 POR QUE AUTOMATIZAR? |2 ]
Incentivos Financieros
• Reduce el tiempo en encontrar y reparar fallas de energía
• Reduce costos de equipo primario
• Reduce costos de cableado redundante y equipo (subestaciones
nuevas)
Reduce costos de operación y mantenimiento
Incentivos operacionales
Reduce el tiempo de interrupción a los usuarios
• Capacidad de decisión más rápida al contar con más información
• Mejora el acceso a la información de la subestación
1.6.2 POR QUE AUTOMATIZAR SUBESTACIONES? | 2]
Ahorros en equipos con la Automatización de Subestaciones
• Transductores
• Tablero de Medidores
• Interruptores de Control
• Anunciadores
• Temporizadores auxiliares
• Relevadores auxiliares
• Cables de interconexión al patio
• Cableado de los relevadores
• Tablero de relevadores
• Tamaño de cuarto de control
1.6.3 Desarrollo de la automatización [3 J, |4 |,[5 ]
Para realizar una automatización se establece las siguientes etapas:
• Análisis de la situación actual del Sistema
• Estudio de las comunicaciones internas y externas de las Subestaciones
que conforman el Sistema de Distribución de Emeloro. S.A
• Determinar las necesidades de control, protección y medición de cada
elemento de la subestación.
• Expansión del sistema a Futuro.
• Planeamiento de la automatización en etapas según el resultado de los
tópicos anteriores
• Selección del Equipo de acuerdo a las necesidades, planeamiento,
expansión, diseño del sistema SCADA.
1.6.4 Costos de Automatización |3 ], |4 ), |5 |
El costo de una automatización para una empresa de Distribución depende de
algunos factores entre ellos tenemos:
• Diseño del sistema
• Grado de Automatización
• Equipos
• Software
• Sistema Comunicaciones
1.6.5 Beneficios
1.6.5.1 Beneficios Técnicos
Los beneficios por automatizar en primer lugar se ven reflejados en: La calidad de
energía Eléctrica y Calidad del Producto esto en la parte técnica, por lo cual un
sistema SCADA para empresas eléctricas de distribución es un medio de gran
eficiencia para lograr cumplir con los normas y reglamentos establecidos por el
CONELEC.
1.6.5.2 Beneficios Económicos
Los beneficios económicos se establecen en la optimización de los recursos de la
empresa: administrativos, operación y mantenimiento. Además al cumplir con los
reglamentos y normas técnicas emitidos por el CONELEC, la empresa se exime
del pago de penalizaciones.
1.7 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DE SERVICIO. [1|
Las empresas eléctricas deben cumplir con las exigencias establecidas sobre los
niveles de calidad de servicio eléctrico de distribución, y los procedimientos de
evaluación.
De las disposiciones de las regulaciones que se facilitaría su cumplimiento al
implementar el sistema SCADA serian las relacionadas al aspecto de calidad
consideradas a continuación.
1.7.1 C A L I D A D DE PRODUCTO. | l |
Los aspectos de calidad del producto técnico que se controlaran son:
- Nivel de Voltaje
Perturbaciones de Voltaje
Factor de Potencia
Siendo el distribuidor responsable de efectuar mediciones correspondientes, al
procesamiento de los datos levantados, la determinación de las compensaciones
que pudieran corresponder a los consumidores afectados y sus pagos a los
mismos.
1.7.2 CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO. [11
La calidad de servicio técnico prestado se evaluará sobre la base de:
Frecuencia de Interrupciones
- Duración de Interrupciones
Estos parámetros deben ser guardados en la base de datos del sistema de control
y supervisión. Los mismos que deberán ser presentados en un informe anual al
CONELEC siguiendo el presente formato.
- Fecha y hora de inicio de la interrupción
- Identificación del origen de las interrupciones: internas o externas
- Ubicación e identificación de la parte del sistema eléctrico afectado por
cada interrupción: circuito de bajo voltaje (BV), centro de
transformación de medio voltaje a bajo voltaje (MV/BV), circuito de
medio voltaje (MV), subestación de distribución (AV/MV), red de alto
voltaje (AV).
- Identificación de la causa de la interrupción
- Relación de equipos que hay quedado fuera de servicio por cada
interrupción, señalando su respectiva potencia nominal
Número de consumidores afectados por cada interrupción
- Número total de consumidores de la parte total del sistema en análisis
Energía no suministrada
- Fecha y hora de finalización de cada interrupción
Además el distribuidor compensará a los consumidores finales, a los que
suministre el servicio eléctrico de distribución, con características técnicas
(frecuencia de las interrupciones y duración de las mismas), por fuera de los
límites establecidos en la regulación de Calidad.
Las compensaciones por incumplimientos en las condiciones pactadas,
dependerán de la Energía no Suministrada y su valorización, de acuerdo a lo
siguiente:
a) Compensaciones para la Subetapa 1
Para la determinación de la compensación se adoptará el valor de energía no
Suministrada, y se lo valoriza a 1,0 USD / Kwh, que representa el Costo, para los
consumidores cuyo suministro sea BV, de esa Energía No Suministrada.
COMPENSACIÓN = ENS,*CENS
De Donde:
• COMPENSACIÓN: Compensación, en USD, aplicar por los
resultados en el periodo de análisis.
• ENSí: Valor total de Energía no Suministrada por causas internar
y externas
• CRNS: Costo de la Energía No Suministrada.
Para consumidores con suministros en Bajo Voltaje, las compensaciones le serán
reintegradas como una deducción en la facturación de todos los consumidores en
forma proporcional al consumo que cada uno hubiera tenido en el periodo de
control.
Los consumidores cuyo suministro se efectúe en MV o AV, recibirán de parte del
Distribuidor, una compensación en una única factura dentro de las dos
facturaciones posteriores al período de análisis, proporcional a la energía no
recibida en dicho periodo, valorizada al costo de Energía No Suministrada de
1.5USD/kWh.
b) Compensaciones para la Subetapa 2
Cada consumidor afectado recibirá de parte del Distribuidor, una compensación
en su facturación, proporcional a la energía no recibida en dicho período
valorizada de acuerdo a la siguiente Tabla.
Nivel de
Voltaje
BV 1
" MV" ~~1
AV
CENS
|USD/Kwh. |
1.5
2.0
2.0
Tabla 1.2: Compensaciones al Consumidor Subetapa 2
12
CAPITULO II
SISTEMA SCADA
2.1 DEFINICIÓN GENERAL. | 5 |, |6 |, | 2 |
SCADA (supervisory control and data adquisition): Un sistema industrial de
mediciones y control que consiste en una computadora principal o master
(generalmente llamada Estación Principal, Master Terminal Unit o MTU); una o
más unidades de control obteniendo datos de campo denominadas generalmente
llamadas estaciones remotas, Remote Terminal Units, o RTU's); y una colección
de software estándar y/o a medida usado para monitorear y controlar
remotamente dispositivos de campo.
Los sistemas SCADA contemporáneos exhiben predominantemente
características de control a lazo abierto y utilizan comunicaciones generalmente
interurbanas, aunque algunos elementos de control a lazo cerrado y/o de
comunicaciones de corta distancia pueden también estar presentes.
Sistemas similares a SCADA son vistos rutinariamente en fábricas, plantas de
tratamiento, etc. Éstos son llamados a menudo como Sistemas de Control
Distribuidos (DCS - Distributed Control Systems). Tienen funciones similares a los
sistemas SCADA, pero las unidades de colección o de control de datos de campo
se establecen generalmente dentro de un área confinada. Las comunicaciones
pueden ser a través una red de área local (LAN), y serán normalmente confiables
y de alta velocidad. Un sistema DCS emplea generalmente cantidades
significativas de control a lazo cerrado.
13
Un sistema SCADA por otra parte, generalmente cubre áreas geográficas más
grandes y normalmente depende de una variedad de sistemas de comunicación
menos confiables que una LAN. El control a lazo cerrado en esta situación será
menos deseable.
Por lo tanto un SCADA se utiliza para vigilar, controlar planta industriales,
procesos, mediante el control que puede ser automático, o iniciado por comandos
de operador. La adquisición de datos es lograda en primer lugar por los RTU's
que exploran las entradas de información de campo conectadas con ellos, función
que en la actualidad lo realiza un PLC's lo cual lo realiza en intervalos muy
pequeños. Y en una segunda parte la MTU (Master Terminal Unit) explora los
RTU's para la obtener datos y así establecer las condiciones de instantáneas del
proceso, planta industrial, alarmas, etc.
Los datos pueden ser de tres tipos principales:
- Datos analógicos {por ejemplo números reales) que quizás sean
presentados en gráficos.
- Datos digitales (on / off) que pueden tener alarmas asociadas a un estado
o al otro.
- Datos de pulsos (por ejemplo conteo de revoluciones de un medidor) que
serán normalmente contabilizados o acumulados.
La interfaz primaria al operador es un display que muestra una representación de
la planta o del equipamiento en forma gráfica. Los datos vivos (dispositivos) se
muestran como dibujos o esquemas en primer plano (foreground) sobre un fondo
estático (background). Mientras los datos cambian en campo, el foreground es
actualizado (una válvula se puede mostrar como abierta o cerrada, etc.). Los
datos analógicos se pueden mostrar como números, o gráficamente (esquema de
un tanque con su nivel de líquido almacenado). El sistema puede tener muchos
displays, y el operador puede seleccionar los más relevantes en cualquier
momento.
2.2 COMPONENTES DE UN SISTEMA SCADA. | 5 |, | 4 J, | 3|, | 6 |
2.2.1 HARDWARE EN SISTEMAS DE PLC Y PC
Las tareas automatizadas de control pueden ser efectuadas por PLC's o por
sistemas de control basados en PC's. Esto finalmente es práctico no obstante,
depende de un gran número de factores y la mayoría deben ser considerados
individualmente para cada proyecto de automatización.
Hasta no hace mucho tiempo el control de procesos industriales se venía
realizando por medio de contactores y relés unidos por cables. Cualquier
variación en el proceso suponía modificar físicamente gran parte de las
conexiones de los montajes, siendo necesario para ello un gran esfuerzo técnico y
un mayor desembolso económico. Es por eso que la industria se vio en la
exigencia de incorporar a sus procesos industriales una nueva forma de controlar,
supervisar para así eliminar el gran costo que se producía al remplazar el
complejo sistema de control basado en relés y contactores.
Entonces nació el PLC's, el cual inicialmente se estableció como un simple
reemplazo de aplicaciones que tenían secuencia de relés, circuitos complejos de
automatización.
En la actualidad un PLC's es la selección preferida de aplicaciones de control
industrial y se los encuentra con un número de funciones complejas cada vez más
creciente. De hecho, un PLC's actual es un microcomputador que maneja
aplicaciones de control industrial. Si bien operaciones booleanas e instrucciones
de comando para relés fueron las primeras en implementarse en la lógica del
PLC, ahora se cuenta con funciones complejas que operan con arreglos de
estructuras y una variedad de formatos numéricos, así como también con grandes
cantidades de memoria y altas velocidades de ejecución.
La computadora y los PLC's han intervenido de forma considerable para que este
tipo de instalaciones se hayan visto sustituidas por otras controladas de forma
programada.
15
La potencia de un PLC esta directamente relacionada con la velocidad de
ejecución del programa para manejar las variables controladas. Un PLC del
mercado actual tarda unos 0.15 ms por cada mil instrucciones, resultando
perfecto para cualquier automatismo como el de Subestaciones, Empresa de
Generación, etc.
Partes de un PLC.
La estructura básica de cualquier autómata programable o PLC se muestra en la
figura a continuación
SCAN
Siep 1Read imputs
Stop 2Execute the
Programmed Logic
Stcp 3IJpdate the
OutpiUs
ProccssSwitchesScnsors
Sniart Dcvicc,Titc.
PersonalComputer
Proccssolor Starter
.ightsiValves
Sniavt Devicese le
Fig. 2.1 Estructura Básica de un PLC y la Secuencia de Badio
16
Un PLC consiste de:
• Fuente de alimentación
• CPU
• Memoria
• Módulos de entrada
• Módulos de Salida
• Algoritmo de programación SCAN
• Terminal de programación
• Periféricos.
Respecto a su disposición externa, los autómatas pueden contener varias de
estas secciones en un mismo módulo o cada una de ellas separadas en
diferentes módulos. Así se pueden distinguir PLC's compactos y modulares
Fuente de Alimentación
Es la encargada de convertir la tensión de la red. Usualmente 115 V o 220 V AC,
a baja tensión de DC, normalmente 24 V. Siendo esta tensión de trabajo de los
circuitos electrónicos que forma el PLC; esto es: el CPU y diferentes módulos que
ejecutan tareas especializadas.
A veces esta fuente de poder debe proveer un voltaje DC para alimentar las
entradas digitales, pero normalmente los dispositivos de salida controlados por
PLC son alimentados desde otras fuentes de poder. La fuente de poder viene
frecuentemente separada en un módulo aparte, o incorporada en la estructura
del rack.
CPU
La unidad Central de Procesos es el auténtico cerebro del sistema. Controla la
ejecución de todas las operaciones del PLC, Ejecuta el sistema operativo maneja
la memoria y monitorea las entradas, es decir se encarga de recibir las órdenes
del operario, desde la consola de programación y desde el módulo de entradas.
17
Posteriormente las procesa en concordancia con la lógica del usuario para enviar
respuestas al módulo de salidas. En su memoria se encuentra residente el
programa destinado a controlar el proceso y además maneja también las
comunicaciones e interacciones con los otros componentes del Sistema.
La CPU contiene el mismo tipo de microprocesador que se encuentra en una PC
la diferencia está en el programa que se usa con el micro se escribe para seguir la
lógica escalera (ladder logic) en vez de los lenguajes de programación típicos.
Memoria
Funcionalmente la memoria está dividida en diferentes áreas y cumplen funciones
específicas, si bien la organización de la memoria varía de un fabricante a otro,
hay tres áreas de memoria que están presentes en todo PLC: Una tabla de datos
de entrada, una tabla de salida y una área de memoria donde se guarda el
programa del usuario. Es importante mencionar que la memoria de un PLC es
volátil y por lo mismo una batería de litio alimenta el PLC cuando este es
apagado, para mantener las tablas de datos y el programa incluso por años sin
tener que energizar al PLC.
Módulos de Entradas y Salidas
Excepto por los PLC's más pequeños que usualmente viene con una estructura
fija y se los llama micro PLC's, estos de un formato modular. La misma que esta
compuesta de:
- Uno o más rack, también llamados backplanes
Un módulo con una CPU
Uno o más módulos con fuente de poder
- Módulos de entradas y salida
Módulos de comunicaciones
Esto quiere decir que el usuario puede determinar la configuración final de un PLCdado.
t
2.3.2 SISTEMA DE COMUNICACIÓN 17], |5]
El Sistema de comunicación constituye en una las partes más importante de un
SCADA al ser el medio que mantiene enlazado todo un sistema de procesos
industriales mediante un enlace por cable o inalámbrico.
Por Cable.
El medio de cables propietarios, cables (líneas) rentadas y fibra óptica pertenecen
a esta categoría. En el caso de los medios propietarios, la industria realiza una
inversión en el tendido de sus redes de comunicación que puede tener costos
iniciales elevados. La ventaja está en que puede emplearlos a voluntad y sin tener
que compartirlos. Una tarea que debe evaluarse es que deberá contratar personal
para que mantenga operativo el sistema de comunicaciones y le de
mantenimiento.
En el caso de las líneas rentadas, se recurre a entidades privadas o estatales que
le proveen de una o varias líneas dedicadas solo para la industria que solicita tal
servicio. La desventaja de este servicio es su costo pues se debe pagar una cuota
inicial de conexión y luego una renta mensual. Las tareas de mantenimiento
generalmente se pasan a la empresa que provee el servicio.
Líneas Telefónicas Dial - up
Son convenientes cuando las comunicaciones vía cable o radio no son posibles
debido a la distancia, terreno, etc. En este caso se recurre a la PSTN (red
telefónica pública ) que en nuestro caso sería ANDINATEL o PACIFITEL o
ETAPA.
Las RTU's que deban emplear esta metodología de comunicación deben ser
capaces de efectuar una llamada telefónica al otro sitio.
Un inconveniente para emplear esta tecnología sería que no exista servicio
telefónico justo en el sitio donde está ubicada una RTU. Este problema se
soluciona si la zona esta dentro de la cobertura de redes de celulares.
Por Radio.
Los sistemas SCADA basados en transmisión radial son probablemente los más
comunes. Éstos evolucionaron con el tiempo y lo más básico es el uso de FSK
(frequency shift keying - codificación por conmutación de frecuencia) sobre
canales de radio analógicos. Esto significa que aquellos O y 1 son representados
por dos diversas frecuencias (1800 y 2100 hertzios son comunes). Estas
frecuencias se pueden sintetizar y enviar sobre una radio de audio normal.
Velocidades de hasta 1200 baudios son posibles.
Una consideración especial necesita ser dada al retardo de RTS (request to send
- petición de enviar) que normalmente se presenta. Esto se produce porque una
radio tomará algún tiempo después de ser encendida (on) para que la señal
alcance niveles aceptables y por lo tanto el sistema SCADA debe poder configurar
estos retardos. La mayoría de las otras consideraciones con respecto a radio y
SCADA se relacionan con el diseño básico de la red de radio.
Los servicios basados en satélites hay muchos de éstos, pero la mayoría son muy
costosos. Hay situaciones donde no hay alternativas no obstante, existe un
servicio basado en satélites que es económico: los sistemas VSAT: Very Small
Aperture Terminal. Con VSAT, usted alquila un segmento del espacio (64k o
más), y los datos se envían de un sitio remoto a otro lugar vía satélite.
La velocidad de transmisión de datos sobre radio estaba en su momento limitada
al rango 300 baudios a 1200 baudios, pero las radios de datos modernas soportan
hasta 9600 baudios (e incluso hasta 64k). Una red de radio que funciona en la
banda de 900 Mhz es autorizada normalmente para utilizar 12,5 o 25 kHz de
ancho de banda.
En 25 kHz, las velocidades de 9600 baudios pueden ser alcanzadas, pero en 12,5
kHz solamente 4800 baudios son posibles con el equipamiento actual.
20
CvntraJMonKoring
Station
Pump SUtlon 2Pump SUíton 1
Fig. 2.2 Red de Radio Típica
Una red de radio típica consiste en una conversación a través del repetidor
situado en algún punto elevado y un número de RTU's que comparten la red.
Todos los RTU's "hablan" sobre una frecuencia (F1) y escuchan en una segunda
frecuencia (F2). El repetidor escucha en F1 y retransmite esto en F2, de modo
que un RTU que transmite un mensaje en F1, lo tiene retransmitido en F2, tal que
el resto de RTU's pueda oírlo. Los mensajes del Master viajan sobre un enlace de
comunicación dedicado hacia el repetidor y son difundidos desde el repetidor en
F2 a todos los RTU's. Si el protocolo de comunicaciones usado entre el Master y
el repetidor es diferente al usado en la red de radio, entonces debe haber un
"Gateway" en el sitio del repetidor. Este hecho permitiría utilizar los protocolos
apropiados para cada uno de los medios.
Se ha utilizado con éxito DNP 3.0 sobre la red de radio y después encapsulado el
DNP3 en el TCP/IP para permitir que una red de fines generales lleve los datos al
Master.
21
El número de RTU's que puede compartir un repetidor depende de un número de
factores. En primer lugar el tipo de equipo de radio puede afectar esto, teniendo
en cuenta el retardo en alcanzar una señal estable. La aplicación también es un
factor importante, ya que de ella depende el tiempo de respuesta requerido. Las
características del protocolo (la interrogación, informe por excepción, las
transmisiones iniciadas por el RTU) también pueden ser significativas.
En el mercado existen radios en banda de los 150 y 450 MHz donde hay que
pagar una licencia, o aquellos que usan ESPECTRO DISPERSO {Spread
Spectrum) que no requieren el pago de licencias.
2.3.2.1 SISTEMAS DE TELEMETRÍA [7|
Existen 3 grupos de telemetría y sistemas SCADA, dependiendo de su modo de
operación.
Sistema MODO-A
Aquellos sistemas que usan las redes públicas de telefonía se denomina sistemas
MODO - A. Estos sistemas pueden comunicarse por voz o lenguajes compatibles
con las computadoras.
Las ventajas de los sistemas Modo A son:
1. Costos de comunicación bajos. Solo hay el costo de cada llamada y la
instalación de un conector de teléfono en el sitio desde donde se desea
la comunicación.
2. Se puede tener acceso a cualquier sitio remoto, en cualquier parte del
mundo, desde cualquier parte donde exista una línea de teléfono.
22
Hay RTU's a las que se les puede llamar y estas generan un reporte hablado,
empleando mensajes que se grabaron durante la instalación. Aquellas RTU que
se comunican en modo ASCII, lo hacen en lenguajes aceptadores por las
computadoras lenguajes de máquina y se les puede acceder desde cualquier
combinación de computadora y MODEN.
Sistemas MODO-B
Aquellos sistemas que comunican en forma continúa con una Estación Central se
denomina MODO B. La estación Central en general es una computadora. Estos
sistemas se comunican en lenguajes de máquina.
Las ventajas de estos sistemas son:
1. Supervisión continua de todos los sitios remotos en el sistema desde
una Estación Central
2. Actualización rápida con la información entrante
3. Ejecución rápida de los comandos de salida.
Sistemas MODO- C.
Aquellos sistemas que transfieren señales desde un punto a otro se denominan
Multiplexores de Señal o Sistema de Modo C. Estos consisten de 2 o más RTU's
y módulos multiplexores comunicándose entre si en lenguaje de máquina sobre
cable o radio. Las señales análogas y digitales son transferidas así desde un
punto hasta cualquier otro en el sistema.
La ventaja de los Sistemas MODO C y Multiplexores de Señales está en la
reducción de los costos de cable o radio transmisión en tanto en cuanto múltiples
señales análogas y digitales pueden ser transmitidas y receptadas sobre un solo
enlace de cable o radio.
23
2.3.2.2 LOS PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN. |7], |5|.
Se han desarrollado técnicas para la transmisión confiable sobre medios pobres, y
es así que muchas compañías alcanzaron una ventaja competitiva respecto de
sus competidoras simplemente debido al mérito técnico de sus protocolos. Estos
protocolos por lo tanto tendieron a ser propietarios y celosamente guardados.
Esto no representaba un problema al instalar el sistema, aunque sí cuando eran
requeridas extensiones. Lo obvio y casi absolutamente necesario era acudir de
nuevo al proveedor original, lo cual no era generalmente factible considerar el uso
de un protocolo distinto, pues eran generalmente mutuamente excluyentes. Los
progresos recientes han considerado la aparición de un número apreciable de
protocolos "abiertos" como: IEC870/5, DNP3, MMS, MODBUS son algunos de
éstos.
Los mejores de estos protocolos son los multicapa completamente
"encapsulados" y los sistemas SCADA que utilizan éstos pueden confiar en ellos
para garantizar la salida de un mensaje y el arribo a destino. Un número de
compañías ofrece los códigos fuente de estos protocolos y otras ofrecen
conjuntos de datos de prueba para testar la implementación del mismo. Por medio
de estos progresos se está llegando a ser factible, por lo menos a este nivel el
considerar la interoperabilidad del equipamiento de diversos fabricantes
Manejo de Fallas de Comunicaciones
Un sistema SCADA debe ser muy confiable los sistemas de comunicación para
Sistemas SCADA se han desarrollado para manejar comunicaciones pobres de
una manera predecible. Esto es especialmente importante donde está implicado
el control que podría ser desastroso si al existir fallas de comunicaciones,
causaran que el sistema SCADA haga funcionar inadvertidamente el sector
incorrecto de la planta al que se le ha ordenado.
24
Los sistemas SCADA hacen uso típicamente de las técnicas tradicionales de la
paridad, del chequeo de sumas polinómicas, códigos de Hamming, etc. Sin
embargo no confían simplemente en estas técnicas la operación normal para un
sistema SCADA es esperar siempre que cada transmisión sea reconocida.
El sistema de interrogación que emplea tiene seguridad incorporada, en la que
cada estación externa está controlada y debe periódicamente responder. Si no
responde, entonces un número predeterminado de recomprobaciones será
gestionado. Las fallas eventualmeníe repetidas harán que la RTU en cuestión sea
marcado como "fuera de servicio" {en un sistema de interrogación una falla de
comunicación bloquea la red por un período de tiempo relativamente largo y una
vez que se haya detectado una falla, no hay motivo para volver a revisar).
La exactitud de la transmisión de un SCADA se ha mirado tradicionalmente como
tan importante que la aplicación toma directamente la responsabilidad sobre ella.
Esto se produce en contraste con protocolos de comunicación más generales
donde la responsabilidad de transmitir datos confiablemente se deja a los mismos
protocolos. A medida que se utilicen protocolos de comunicación más sofisticados
y los proveedores de SCADA comiencen a tomar confianza con ellos, entonces la
responsabilidad de manejar errores será transferida al protocolo.
25
2.3.3 MTU - Master Terminal Unit o Centro de Control. |5|, [6].
El "centro" de SCADA consiste típicamente en una colección de computadoras
conectadas vía LAN (o LAN redundante), cada máquina realiza una tarea
especializada y la responsabilidad de colección de los datos básicamente puede
residir en una de ellas (con un sistema mirror), las visualízaciones pueden ser
manejadas por una segunda computadora, etc.
2.3.3.1 FUNCIONES
La parte más visible de un sistema SCADA es la estación central o MTU. Este es
el "centro neurálgico" del sistema y es el componente por cual el personal de
operaciones dispondrá para observar la planta en todas las etapas de
funcionamiento. Una MTU a veces se llama HMI -Human Machine Interface,
interfaz ser humano - máquina -.
Las funciones principales de una MTU de SCADA son:
- Adquisición de datos.- Recolección de datos de los RTU's.
- Trending.- Salvar los datos en una base de datos y ponerlos a disposición
de los operadores en forma de gráficos.
- Procesamiento de Alarmas.- Analizar los datos recogidos de los RTU's
para ver si han ocurrido condiciones anormales y alertar al personal de
operaciones sobre las mismas
- Control.- Control a Lazo Cerrado e iniciados por operador.
- Visualizaciones.- Gráficos del equipamiento actualizado para reflejar datos
del campo.
- Informes.- La mayoría de los sistemas SCADA tienen un ordenador
dedicado a la producción de reportes conectado en red (LAN o similar) con
el principal.
26
Mantenimiento del Sistema Mirror.- es decir mantener un sistema idéntico
con la capacidad segura de asumir el control inmediatamente si falla el
principal.
Interfaces con otros sistemas.- Transferencia de datos hacia y desde otros
sistemas corporativos como por ejemplo: el procesamiento de órdenes de
trabajo, de compra, la actualización de bases de datos, etc.
Seguridad.-Control de acceso a los distintos componentes del sistema.
Administración de la red.-Monitoreo de la red de comunicaciones.
Administración de la Base de datos.- Agregar nuevas estaciones, puntos,
gráficos, puntos de cambio de alarmas, y en general, reconfigurar el
sistema.
Aplicaciones especiales.- Casi todos los sistemas SCADA tendrá cierto
software de aplicación especial, asociado generalmente al monitoreo y al
control de la planta.
Sistemas expertos, sistemas de modelado.- Los más avanzados pueden
incluir sistemas expertos incorporados, o capacidad de modelado de datos.
27
2.3.4 SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN LOCAL ó RTU.
(Unidad Terminal Remota) [ 3],[4], [5j,[6].
DNPa.DMasler
Telephone lineDNP3.0 communícalions
RTUCompací PLC
Relay Relay
r CZI-.
ModbuswPlusn8lwork
Fig 2.4 Arquitectura Actual de una RTU o Sistema de Automatización LocalGráfico de arquitectura Schneider Electric
El SCADA RTU conocido anteriormente y debido al desarrollo tecnológico en
estos sistema, en un principio era un esquema físico y funcional RTU, ahora solo
ha quedado la parte funcional de él y la parte física es actualmente un PLC'S.
Con el advenimiento de Dispositivos Electrónicos Inteligentes (lED's), muchos
expertos de la industria han predicho el fallecimiento del RTU. La teoría era que
los lED's proporcionarían todos los datos requeridos por un SCADA y que los
RTU se volvería nada mas que en un conversor y concentrador protocolar datos.
Mientras que la teoría parece ser legítima, la aplicación de la teoría ha
demostrado ser difícil.
Con una multitud de protocolos que existe para los diversos lED's fabricados por
las diferentes proveedores, los mismos que crean nuevas versiones de
protocolos, mejorando los mismos, por lo cual se ha vuelto en una tecnología
volátil. Por lo tanto no es raro tener 20 conversor protocolares en una sola
subestación.
28
Cada conversor protocolar degrada actuación típicamente y fiabilídad mientras el
costo del sistema creciente y complejidad. Reconociendo este problema, la
industria ha comenzado adoptar un protocolo común para todos los lED's.
Mientras esto es un paso positivo adelante, puede ser de años para que todos
los fabricantes de lED's llevan a cabo el protocolo común para todos sus
productos.
El RTU's unidad sumamente pequeña, es un computador robusto que proporciona
inteligencia en el campo para permitir que el Master se comunique con los
instrumentos. Es una unidad stand-alone (independiente) de adquisición y control
de datos. Su función es controlar el equipamiento de proceso en el sitio remoto,
adquirir datos del mismo, y transferirlos al sistema central SCADA.
A continuación se observa como evoluciono el RTU al pasar de equipo
sumamente voluminoso a un mini PLC's descrito a continuación.
1.- Primeros RTU
RTU's- "single boards" (de un solo módulo), compactos, que contienen todas las
entradas de datos en una sola tarjeta, y "modulares" que tienen un modulo CPU
separado, y pueden tener otros módulos agregados, normalmente enchufándolos
en una placa común (similar a una PC con una placa madre donde se montan
procesador y periféricos).
Un RTU single board tiene normalmente I/O fijas, por ejemplo, 16 entradas de
información digitales, 8 salidas digitales, 8 entradas de información analógicas, y
4 salidas analógicas. No es normalmente posible ampliar su capacidad.
Un RTU modular se diseña para ser ampliado agregando módulos adicionales.
Los módulos típicos pueden ser un módulo de 8 entradas análogas, un módulo de
8 salidas digitales.
29
Reído
RTU
240V
Central Bu;
ti ti ti u ti u nPcxverSuppfy1
CPU ,3 B.Q CP
8 AnalogInput
AnalocOutput
odula Modula
Dial alInputMc-aul-5
DigitalOutputVlodul<E
Serial Ports(Rs2 3 2/42 2/48 5)
Ncí 5hcwn: Watchdog.real time el cok
J Dlagncstic terminal (Optional)
Fig.2.5 Esquema anterior de un RTU.- Predominante espacio Físico.
2.- Sistemas de Automatización Local o Actuales RTU
Posee las funciones Básicas de todos los RTU, y los demás requerimientos que
necesite el sistema. Establecidos en un PLC's.
69 KV
TRANSFORMADOR
13.8KV
RED/ENLACE
Fig. 2.6 Sistema de Automatización Local en base a una Subestación de Distribución
30
En la figura anterior se aprecia la compactibilidad de una RTU con el PLC's para
un Sistema de Distribución.
Funcionalidad del Hardware de un Sistema de Automatización Local
El hardware de un RTU tiene los siguientes componentes principales:
- CPU y memoria volátil (RAM).
Memoria no volátil para grabar programas y datos.
- Capacidad de comunicaciones a través de puertos seriales o a veces con
módem incorporado.
- Fuente de alimentación segura (con salvaguardia de batería).
- Watchdog timer (que asegure reiniciar el RTU si algo falla).
Protección eléctrica contra fluctuaciones en la tensión.
- Interfaces de entrada-salida a DI/DO/AI/AO's.
- Reloj de tiempo real.
Funcionalidad del Software de un Sistema de Automatización Local.
Todos los Sistemas de Automatización Local o RTU's requieren la siguiente
funcionalidad. En muchos de ellos éstas se pueden mezclar y no necesariamente
ser identificables como módulos separados.
- Sistema operativo en tiempo real.
Driver para el sistema de comunicaciones, es decir la conexión con el
Master.
Drívers de dispositivo para el sistema de entrada-salida a los dispositivos
de campo.
- Aplicación SCADA para exploración de entradas de información,
procesamiento y el grabado de datos, respondiendo a las peticiones del
Master sobre la red de comunicaciones.
- Algún método para permitir que las aplicaciones de usuario sean
configuradas en el RTU. Ésta puede ser una simple configuración de
parámetros, habilitando o deshabilitando entradas-salidas específicas que
invalidan o puede representar un ambiente de programación completo para
el usuario.
Diagnóstico.
- Algunos RTU's pueden tener un sistema de archivos con soporte para
descarga de archivo, tanto programas de usuario como archivos de
configuración.
Operación básica de Los Sistemas de Automatización Local
Operarán la exploración de sus entradas de información, normalmente con una
frecuencia bastante alta. Puede realizar algún procesamiento, por ejemplo
cambios de estado, timestamping de cambios, y almacenaje de datos que
aguardan el polling del Master. Algunos RTU's tienen la capacidad de iniciar la
transmisión de datos al Master, aunque es más común la situación donde el
Master encuesta a los RTU's preguntando por cambios. El RTU puede realizar un
cierto procesamiento de alarmas. Cuando es interrogado el RTU debe responder
a la petición, la que puede ser tan simple como dame todos tus datos, o una
compleja función de control para ser ejecutada.
Algunos tipos (medidas) de RTU's
Sistemas stand-alone minúsculos que emplean las mismas baterías por un
año entero o más. Estos sistemas registran los datos en la EPROM o
FLASH ROM y descargan sus datos cuando son accedidos físicamente por
un operador. A menudo estos sistemas usan procesadores de chip simple
con memoria mínima y pueden no ser capaces de manejar un protocolo de
comunicaciones sofisticado.
32
- Sistemas stand-alone pequeños que pueden accionar periódicamente a los
sensores (o radios) para medir y/o reportar. Generalmente las baterías son
mantenidas por energía solar con capacidad para mantener la operación
por lo menos 4 meses durante la oscuridad completa. Estos sistemas
tienen generalmente bastante capacidad para un esquema mucho más
complejo de comunicaciones.
- Sistemas medios. Ordenadores industriales single board dedicados,
incluyendo IBM-PC o compatibles en configuraciones industriales tales
como VME, MultiBus, STD megabus, PC104, etc.
- Sistemas grandes. Completo control de planta con todas las alarmas
visuales y sonoras. Éstos están generalmente en DCS en plantas, y se
comunican a menudo sobre LAN de alta velocidad. La sincronización
puede ser muy crítica.
2.3.4.1 Especificaciones de una RTU o Sistema de Automatización Local
- Rango de temperatura para la aplicación, por ejemplo entre -10 y 65° C.
- Humedad relativa O a 95%.
- Protección del polvo, de la vibración, de la lluvia, de la sal y de la niebla.
Inmunidad al ruido eléctrico.
- Consumo de energía.
- Capacidad de almacenamiento y de entrada-salida. Permita siempre algo
de repuesto (alrededor 10-20%).
- Control de exactitud de entradas analógicas, y el tipo de señales digitales
esperadas (ej. 0-5v). Programabilidad y flexibilidad de configuración.
Diagnóstico - local y remoto.
- Capacidad de comunicaciones incluyendo soporte para radio, PSTN,
landline, microonda, satélite, X.25.
33
Recuerde que el uso del PSTN implica el timestamp y el grabado de los
datos mientras no está conectado, y que el Master pueda marcar, validar
esta reserva de datos, y llenar su base de datos con estos datos históricos
(archivos incluyendo los de tendencia). También considere cómo las
alarmas deben ser manejadas con PSTN. Considere los protocolos
estándares tales como DNP3, IEC870, MMS en vez de protocolos
propietarios.
Funcionalidad soportada - ej,: timestamping, capacidad de memoria para
salvar datos en caso de pérdida de comunicación, capacidad de hacer
cálculos.
Soporte para las comunicaciones punto a punto incluyendo almacenaje y
capacidad de redespacho si las comunicaciones son complicadas
(especialmente radio).
Baud Rates utilizado (1200 baudios en FSK, o 9600 baudios en radios de
datos).
Usted puede requerir puertos seriales adicionales especialmente
interconectar con PLC's.
Su Master debe soportar toda la funcionalidad del RTU, especialmente el
timestamping de datos analógicos, y los protocolos de comunicaciones.
Direccionabilidad máxima (Ej. máximo de 255 RTU's).
Indicación local clara del diagnóstico.
Chequeos de compatibilidad de la configuración del software contra el
hardware actual
Capacidad de registro de todos los errores producidos y de acceso remoto
a estos registros.
Filtración por software de los canales de entrada de información analógica.
34
CAPITULO III
ANÁLISIS SITUACIÓN ACTUAL DE EMELORO
3.1 ANTECEDENTES.
La Empresa Eléctrica Regional El Oro S.A., la cual tiene como objetivo la
prestación del servicio público de electricidad, de conformidad con la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico y sus Reglamentos.
El área de servicio concesionada ha sido delimitada por el CONELEC a
EMELORO, en la cual esta comprendida la provincia de El Oro y parte de las
provincias del Azuay y del Guayas. De acuerdo con lo establecido en el Plan de
Electrificación del Ecuador período 1998 - 2007, la misma que atiende los
clientes de las zonas urbanas y rurales de la Provincia de El Oro, Cantón Ponce
Enríquez y sus alrededores de la Provincia del Azuay y al Cantón Balao de la
Provincia del Guayas.
Para cumplir con su objetivo EMELORO realiza las siguientes actividades:
generación, distribución y comercialización de la energía eléctrica, con un sistema
formado por 14 subestaciones instaladas en el área de concesión, de las mismas
que se deriva 44 alimentadores y así abastecer una demanda máxima de
aproximadamente 76 MW.
3.2 INTRODUCCIÓN
La situación actual de una empresa de distribución se la evalúa según el estudio
a realizar y así establecer los parámetros que deben considerarse en el análisis.
Para este caso se estimo los siguientes parámetros:
índices de calidad de servicio eléctrico
Descripción del Sistema Eléctrico de EMELORO
35
3.3 ÍNDICES DE CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO
EMELORO incumplido los índices de calidad que se disponen en la
Regulación No. CONELEC - 004/01 del 23 de Mayo del 2001 por falta de
inversiones, tanto para la compra de equipos, cambio de programas
computacionales y reorganización administrativa que con llevan a determinar los
mismos que deben estar dentro de los valores límites admisibles.
A continuación se presenta los índices de calidad del servicio técnico en
alimentadores a nivel de subestaciones, registrando las interrupciones mayores o
iguales a tres minutos de enero a Diciembre 2002, y sus resultados se detallan a
continuación en la siguiente tabla 3.1:
EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL EMELOROÍNDICES DE INTERRUPCIÓN DEL SERVICIO
AÑO: 2002
Mes
ene-02feb-02mar-02abr-02may-02jun-02jul-02
ago-02sep-02oct-02nov-02dic-02
FMIK(# de veces)Red
Global
3,483,143,334,122,501,253,011,771,471,960,911,20
AlimentadorPromedio
3,783,174,104,712,932,504,562,771,682,171,021,16
TTIK (horas)Red
Global
1,852,032,631,531,240,572,550,630,661,520,651,10
Alimentado!'Promedio
1,802,793,792,281,451,302,581,721,712,880,540,99
De donde:
Tabla 3.1 índices de CalidadFuente: EMELORO Dirección de Planificación
FMIK: índice de Frecuencia media de interrupción por KVA nominal Instalado
TTIK: índice de Tiempo Total de interrupción por KVA nominal instalado.36
Por lo tanto con los índices de calidad de servicio eléctrico de EMELORO se
determina la energía global no suministrada por interrupciones en el año 2002 la
cual asciende a 513080.36 Kwh. Indicada en la tabla 3.2.
EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL EL OROÍNDICES DE INTERRUPCIÓN DEL SERVICIO
AÑO: 2002
Mes
ene-02feb-02mar-02abr-02may-02jun-02jul-02~1
ago-02sep-02oct-02nov-02dic-02
FMIK(# de veces)
RedGlobal
3,483,143,334,122,501,253,011,771,471,960,911,20
AlimentadorPromedio
3,783,174,104,712,932,504,562,771,682,171,021,16
TTIK (horas)
RedGlobal
1,852,032,631,531,240,572,550,630,661,520,651,10
AlimentadorPromedio
1,802,793,792,281,451,302,581,721,712,880,540,99
Total de Energía No Suministrada Kwh.
ENS-(Kwh)
56.203,065.733,082.896,149.818,038.280,714.522,179.703,418.031,218.059,345.833,114.993,729.006,7
513.080,36
De donde:
Tabla 3.2.Energía no suministrada por interrupcionesFuente: EMELORO - Dirección de Planificación
Fmik = índice de frecuencia media de interrupción por Kva.Ttik = índice de tiempo total de interrupción por Kva.Ens = Energía no suministrada en Kwh.
Por lo expuesto en la tabla se concluye que el sistema exige mejorar la calidad de
servicio técnico, implernentado nuevos equipos para así lograr tener una red de
servicio eléctrico óptimo.
37
3.4 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA EMELORO
Descripción General
- Descripción en Función de la Demanda por Subestación
Descripción por Subestación
3.4.1 DESCRIPCIÓN GENERAL
El circuito de sub transmisión de energía radial esta formada de la siguiente
forma, con un punto de interconexión al S N I en la Subestación La Peaña de
donde se derivan tres alimentadores a 69 kv. Hacia las subestaciones Barbones,
El Cambio y Santa Rosa para una mejor apreciación se lo presenta en el Anexo
3.1 Diagrama Unif¡larde EMELORO
Este sistema radial eléctrico de distribución para un estudio más detallado se lo
presenta con cada uno de los componentes que lo forman como:
- Subestaciones
- Transformadores de Subestaciones
Líneas de Subtransmisión
- Alimentadores Primarios y Transformadores de Distribución
3.4.1.1 SUBESTACIONES
En el presente sistema eléctrico de subtransmisión de EMELORO, esta
constituido por 14 Subestaciones de distribución, y a finales del año 2004 serán
16 en total descritas a continuación de la siguiente manera:
38
Nombre y tipo
Características eléctricas
Descripción topográfica
Código deSubestación
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
Descripción de laSubestación
PEAÑA
BARBONES
CAMBIO
MÁCHALA
AVANZADA
PINOS
STA. ROSA
CENTRO
ARENILLAS
PAC HE
HUAQUILLAS
PAGUA
BALAO
SARACAY
Tipo E =KlevaciónR= Reducción
S=Secciona miento
R
R
E
R
S
R
R
R
R
R
R
R
R
R
Tabla 3.3: Nombre y Tipo
Descripción de laSubestación
PEANABARBONES
CAMBIOMÁCHALA
AVANZADAPINOS
STA. ROSACENTRO
ARENILLASPAC HE
HUAQUILLASPAGUABALAO
SARACAY
VOLTAJE (Kv)
1
69676767
696769676969696969
2
13.813.213.813.2
13.813.213.813.213.813.813.813.813.8
3
4.67
CAPA( IDADDKLASUBESTACIÓN (MVA)
OA
1051010
16510
3.75105555
FA
12.5
206.2512.5
12.5
6.25
6.25
EOA
Tabla 3.4 Características Eléctricas
39
INombre ticSubcstiición
PEANA
BARBONES
CAMBIO
MÁCHALA
AVANZADA
PINOSSTA. ROSA
CENTRO
ARENILLAS
PAC HE
HUAQUILLAS
PAGUA
BALAO
SARACAY
LOCAI, ILACIÓN GEOGRÁFICA
ubicación
"Y" DEL CAMBIO
MÁCHALA
MÁCHALA
STA. ROSA
MÁCHALA
ARENILLAS
EL PAC HE
HUAQUILLAS
BARBONES
SAN CARLOS
Parroquia
PEANA
BARBONES
CAMBIO
MÁCHALA
BELLAVISTA
MÁCHALA
STA. ROSAMÁCHALA
SAN CARLOS
SARACAY
Cantón
PASAJE
GUABO
MÁCHALA
MÁCHALA
STA. ROSA
MÁCHALA
STA. ROSA
MÁCHALA
ARENILLAS
PORTOVELO
HUAQUILLAS
GUABO
BALAO
PINAS
Provincia
EL OROEL OROEL ORO
EL OROEL OROEL ORO
EL ORO
EL ORO
EL ORO
EL ORO
EL ORO
EL ORO
GUAYAS
EL ORO
Tabla 3.5 Descripción Topográfica
3.4.1.2 TRANSFORMADORES DE SUBESTACIONES
Una vez indicadas las subestaciones se procede a realizar el levantamiento de
datos sobre los transformadores que conforman, mostrado a continuación con su
nombre, características eléctricas en la siguiente tabla.
40
Cód
igo
de
S/E
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14
Nom
bre
de
S/E
PE
AN
AB
AR
BO
NE
S
CA
MB
IO
MÁ
CH
ALA
AV
AN
ZA
DA
PIN
OS
STA
. RO
SA
MÁ
CH
ALA
CE
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RO
AR
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ILLA
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TA
RO
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HB
RU
SH
BR
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HB
RU
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SU
BIS
HI
MIT
SU
BIS
HI
MIT
SU
BIS
HI
Dev
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os
(#)
2 2 2 2 2 2 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
PO
TE
NC
IA(M
VA
)
OA 10 2.5
2.5 10 10 10 10 10 16 6.25
6.25 10 3.75
3.75
2.5 2.5
2.5 5 5 5 5
FA
12.5
20
12.5
6.25
6.25
FO
A
PO
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A)
OA
3.5
3.5
FA
FO
A
VO
LT
AJE
(kV
)
(P)
69 67 67 67
67
13.2
67 67 69 67 67 69 67
67 69 69 69 69 69 67 69
(S)
13.8
13.2
13.2
13.2
13.2
13.2
13.2
13.2
13.8
13.2
13.2
13.8
13.2
13.2
132
13.2
13.8
13.8
13.2
13.2
13.8
(T)
TIP
O D
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(P)
D D D Y Y D D Y D D D D D D D D D D D D D D
(S) y y y d d y y y y y y y y y y y y y y y y y
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tric
as d
e lo
s tr
ansf
orm
ador
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e S
ubes
taci
ones
.
41
3.4.1.3 LINEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBTRANSJV1ISION.
Las subestaciones de EMELORO están enlazadas a través de 13 líneas de
subtramisión a 69 kV, y así formar el sistema radial de Distribución. Las cuales se
describen a continuación:
Descripción Topográfica
Características Eléctricas
Código de Linea deSubtrasmision
01
02
0304
0506070809101112
13
Descripción de la Línea
Peaña-BarbonesBarbones-PaguaPagua - Balao
Peana-Santa RosaSanta Rosa-Avanzada
Avanzada-SaracayMaracay-PortoveloAvanzada- ArenillasArenillas-HuaquillasPeaña-EI Cambio
El Cambio-MachalaMachala-Los PinosMachala-M. Centro
Tipo de LincaT= Transmisión
S=Suntransmisión
S
SSSSSSSSSSSS
NOMBRE DE SUBESTACIÓN
S/E Salida
PEAÑABARBONES
PAGUAPEANA
SANTA ROSAAVANZADASARACAY
AVANZADAARENILLAS
PEANAEL CAMBIOMÁCHALAMÁCHALA
S/E Llegada
BARBONESPAGUABALAO
SANTA ROSAAVANZADASARACAY
PORTOVELOARENILLAS
HUAQUILLASEL CAMBIOMÁCHALA
LOS PINOSM. CENTRO
Tabla 3.7 Descripción Topográfica Líneas de Subtransmisión.
42
Descripción de laLínea
Peaña-Barbones
Barbones-Pagua
Pagua - Balao
Peana-Santa Rosa
Santa Rosa-Avanzada
Avanzada-Saracay
Saracay-Portovelo
Avanzada-Arenillas
Arenillas-Huaquillas
Peaña-EI Cambio
El Cambio-Machala
Machala-Los Pinos
Machala-M. Centro
TopologíaR-RadialA=Anillo
R
R
R
R
R
R
R
R
R
R
R
R
R
Voltaje(kV)
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
69
Longitud(km)
11.4
17.5
22.5
22
8.3
19.6
27.8
12.4
18.2
4.45
4.9
7.3
2.43
Circuitos
(#)
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
CONDUCTOR DFFASE
Tipo
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
Calibre
336.4
266.8
266.8
336.4
336.4
336.4
336.4
336.4
266.8
336.4
336.4
266.8
266.8
3.4.1.4
Tabla 3.8. Características eléctricas de las Líneas de Sublransmisión.
Alimentaíloi es Primarios y Transformadores de Distribución.
Los alimentadores primarios que constituyen el sistema de EMELORO son en
total 44, los cuales parten en forma radial de las subestaciones respectivamente
hacia el consumidor final y están indicados en la tabla 3.8
43
Código de S/E
01010102020303030404040405050606060606060707070708OS08080909090910101011111 11212131313141414
Nombre S/E
1.a PeañaLa PeañaLa PeañaBarbonesBarbonestil CambioEl CambioEl CambioMáchalaMáchalaMáchalaMaehalaAvanzadaAvanzadaLos PinosLos PinosLos PinosLos PinosLos PinosI . os PinosSanta RosaSanta RosaSanta RosaSanta RosaMaehala CentroMáchala (.'entroMáchala CentroMáchala CentroArenillasArenillasArenillasArenillasPorto ve loPorto ve loPortoveloHuaquillasHuaquillasHuaquillasPaguaPaguaBalaoBalaoBalaoSaracaySara caySaracay
Código dealimentador
0 1 1 101120113021102120311031203 1 30411041204130414051105120611061206130614061506 1 60711071207130714081108120813081409110912091309141 0 1 11012101311111 1 1 211131 2 1 112121 3 1 113121313141114121413
Nombre de alimentador
Hl CarmenMalecónPasajeBarbones TendalesGuaboHílalesSanta RosaExpreso 1Madero VargasUnioroExpreso 2EmproroSaracayArenil lasNuevo BolívarAutoridad PortuariaBarrios del surCetcoro1 8 de OctubrePuerto BolívarOlmedoPuerto JelyJumón BolívarBcllavista Avan/.adaSucreBoyacáArizagaBolívarArenillasCuca PitahayaCordón Erontcri/oEl Telégrafo/a rumaPortoveloPinasMáchalaTeniente CordovczC'hacrasBella RicaPonce Enrique/TenguelBalaoCien EamiliasBalsasTorataPiedras
Tabla 3.9 Alimcntadorcs Primarios de EMELORO.
44
Cabe indicar de la tabla 3.9 en la subestación Avanzada, es donde parte la
derivación de 69 kV a la S/E Arenillas y Saracay, convirtiéndose en una
subestación de Enlace.
El número de Transformadores ubicados en la red primaria de EMELORO se
presenta a continuación en la tabla 3.10.
Propietario
Empresa
Particular
Instalación
Aérea
Aérea
NUMERO DE TRANSFORMADORES DEDISTRIBUCIÓN
1F
6,674.00
625.00
3F
113.00
Total
6,674.00
738.00
7,412.00
Tabla 3.10. Número de Transformadores de EMELORO
3.4.2 DEMANDA POR SUBESTACIÓN.
De todo el Sistema de EMELORO se determina la demanda por S/E, a nivel total
y por alimentadores de 13.8 kV respectivamente. Como se presenta en la
siguiente Tabla 3.11.
45
CódigoS/K
01
02
03
04
06
07
08
09
10
11
12
13
14
Nombre de S/E
La Peaña
Barbones
El Cambio
Máchala
Los Pinos
Santa Rosa
Máchala Centro
Arenillas
Portovelo
Huaquillas
Pagua
Balao
Saracay
CódigoAlim.
01110112011302110212
031103120313
0411041204130414
061106120613061406150616
0711071207130714
0811081208130814
0911091209130914
101110121013
111111121113
12111212131113121313
141114121413
Nombre alimentador
El CarmenMalecónPasaje
Barbones TendalesGuabo
TillajesSanta RosaExpreso 1
Madero VargasUnioroExpreso 2Emproro
Nuevo BolívarAutoridad PortuariaBarrios del surMeteoro18 de OctubrePuerto Bolívar
OlmedoPuerto JelyJumón BolívarBellavísta Avanzada
SucreBoyacáArizagaBolívar
ArenillasCuca PithayaCordón FronterizoEl Telégrafo
ZarumaPortoveloPinas
MáchalaTeniente CordovezChacras
Bella RicaRonce enriquez
TenguelBalaoCien Familias
BalsasTorataPiedras
kVA
3,578.04,787.06,222.03,612.08,301.08,780.04,992.57,127.5
10,086.58,440.5
12,556.09,124.0
8,656.05,747.05,677.0
10,219.07,919.55,422.0
4,357.52,837.07,454.03,911.0
7,730.03,234.07,730.03,234.0
2,217.51,047.51,400.01,595.0
7,690.04,944.55,952.5
3,887.54,115.01,595.0
4,712.01,657.53,997.52,670.0
580.0
Suma(kVA)
14,587.0
11,913.0
20,900.0
40,207.0
43,640.5
18,559.5
21,928.0
4,665.0
18,587.0
9,597.5
6,369.5
7,247.5
Total Demanda 218,201.5
Tabla 3.11.Alimentadores con su capacidad en KVA instalados
46
De donde se observa que las Subestaciones con mayor demanda registrada a
nivel de 13.8 KV, y por lo tanto con un mayor índice de usuarios son:
1. Subestación Los Pinos
2. Subestación Máchala
3. Subestación Máchala Centro
4. Subestación El Cambio
5. Subestación Portovelo
6. Subestación Santa Rosa
7. Subestación La Peaña
8. Subestación Barbones
9. Subestación Huaquillas
10. Subestación Balao
11. Subestación Pagua
12. Subestación Arenillas
13. Subestación Saracay
Según esta clasificación son las de mayor prioridad para ser consideradas en el
proceso de automatización.
A demás en la tabla 3.12 se tiene los parámetros de Demanda Máxima en los
alimentadores de cada Subestación correspondiente, especificados a nivel de
13.8 kV y 69 kv expresados en Corriente y Potencia Mw.
t
47
DKSC RIPÍ ION
S/E
Balao
Pagua
Barbones
Los Pinos
Máchala
Máchala Centro
El Cambio
La Peaña
Santa Rosa
Portovelo
Arenillas
La Avanzada
Huaquillas
ALIMKNTADOR
100 familiasTenguelBalaoCircuito generalRonce EnriquezBella RicaAlimentador Balao 69 KvBarbonesGuaboAlimentador Pagua 69 Kv18 de OctubreBarrios del SurMeteoroAutoridad PortuariaPuerto BolívarUnioroMadero VargasEmproroExpreso 2Expreso 3SucreBoyacaBolívarArizagaExpreso 1TíllalesSanta RosaAlim. Máchala 69 KvEl CarmenMalecónPasajeAlim. Barbones 69 KvAlim. El Cambio 69 KvAlim, Santa Rosa 69 KvPuerto JelíOlmedoBolívarBellavista-AvanzadaAlim. La Avanzada 69 KvPinasZarumaPortoveloCuca PitahayaArenillasCordón fronterizoAlim. Huaquillas 69 KvAlim. Arenillas 69 KvAlim. Portovelo 69 KvInte. CordovezMáchalaChacrasCircuito general
Total de Carga Máxima en Mw
CARGAMAX.(A)
55.00203.00
24.0083.0034.5068.00
115.0071.00
140.00140.00186.00212.00107.00107.00183.00118.00201.00
140.00124.0098.0095.0069.00
164.00109.00260.00121.00137.00165.0082.00
328.00180.0078.00
120.0092.00
130.00115.0089.00
138.0097.00
60.00
42.0059.0053.00
118.0088.0029.00
235.00
CARGAMAX.(Mvv)
0.000.001.284.710.561.924.001.582.678.233.253.254.314.922.482.484.242.744.660.003.252.872.272.201.603.802.53
30.142.813.183.839.51
38.0220.87
1.812.782.133.01
13.332.063.202.250.001.390.004.876.846.14
2.742.040.675.45
Carga má\1 má\). por S/Ka nivel di- 13.8 kv
107.00
254.00
785.00
609.00
457.00
342.00
423.00
420.00
324.00
60.00
235.00
78.20
Tabla 3.12 Demanda Max. a nivel de alimentadores de 13.8 kV y 69kv expresados en
máx y Potencia en Mw.
48
Al analizar la situación actual de EMELORO se establece lo siguiente:
CONCLUSIONES:
Del Estudio del Análisis de Calidad de servicio se concluye la necesidad
de que EMELORO invierta en equipo confiable para medición y
automatización que permita mejorar sus índices de calidad tanto de
producto como de servicio técnico.
Del Estudio obtenido del Diagrama del Sistema de Subtransmisión de
EMELORO, se tiene que la principal Subestación es LA PEAÑA,
debido a que es el punto de interconexión al SNI. La configuración de
la RED es radial a partir del punto de interconexión, sin tener anillos en
ninguna parte del sistema.
Del análisis de cargabilidad del sistema ordenado en forma ascendente
se observa que las Subestaciones están ubicadas en la parte central,
que a su vez son las de mayor carga a excepción de la PEAÑA que se
ubica en la séptima Subestación considerando la demanda a nivel de
13.8 kV, pero es la principal como se indico anteriormente.
La carga divida en ramales se puede apreciar de la siguiente manera:
en la parte central se maneja el 64.73% de la carga total en las
Subestaciones La Peaña, el Cambio, Máchala, Los Pinos y Máchala
Centro; el 23.56% en el ramal derecho en las subestaciones Santa
Rosa, Portovelo, Maracay, Arenillas y Huaquillas; y 11.70% en las
Subestaciones Barbones, Pagua y Balao.
A nivel de equipos instalados tres de las cinco subestaciones de la
parte central son tipo Metal Ciad (subestaciones encapsuladas) lo que
facilita su automatización y son: El Cambio, Máchala Centro, Los Pinos.
49
No se dispone de una medición confiable de los parámetros eléctricos,
ni eventos en tiempo real que facilite las funciones operativas.
La configuración de las líneas que alimentan las subestaciones de
distribución dificulta la continuidad del suministro ante la salida de
operación de uno de sus tramos.
No se lleva un registro adecuado de los eventos que se suscitan en las
subestaciones.
No existe un adecuado control de la carga que pueda prever o evitar
sobre el dimensionamiento del Sistema Eléctrico de transmisión y de
distribución obteniendo una reducción de las inversiones en
equipamiento y mejorar la eficiencia del Sistema.
La calidad del producto y del servicio técnico proporcionado es
deficiente debido a la falta de mediciones confiables que permitan los
correctivos necesarios tanto en lo técnico como en lo comercial.
Por lo expuesto anteriormente se concluye la siguiente prioridad de
Automatización:
3.5 PRIORIDAD DE AUTOMATIZACIÓN
Del Estudio de la situación actual del Sistema EMELORO, se establece que las
Subestaciones a ser automatizadas por etapas serían las siguientes:
PRIMERA ETAPA: RAMAL CENTRAL:
La Peaña
El Cambio
Máchala
Los Pinos
Máchala Centro
50
SEGUNDA ETAPA: RAMAL DERECHO
Santa Rosa
La avanzada
Arenillas
Huaquillas
Saracay
Portovelo
TERCERA ETAPA: RAMAL IZQUIERDO
Barbones
Pagua
Balao
3.5.1 UBICACIÓN DEL CENTRO DE OPERACIÓN DE EME LORO (COE)
Para definir la ubicación del Centro de Control se ha tomado en cuenta los
siguientes puntos:
Facilidad de Acceso
El Centro de control tiene que estar en una posición que permita una facilidad de
acceso al personal de EMELORO, viabilidad física geográfica. Es por eso la
definir una ubicación Central: Subestación Máchala
Comunicación
La comunicación es indispensable, en la S/E Máchala al estar en una ubicación
Central posee comunicación telefónica, cabe indicar que no es primordial por el
hecho que la comunicación es vía Radio entre las Subestaciones. Pero permite
tener una mayor confiabilidad en el Sistema de comunicación además de obtener
las ventajas de este servicio: Internet, fax.
51
Centro de Carga
La Subestación Máchala por su ubicación, y además de ser la parte central de
donde se deriva las Subestaciones de mayor Carga de todo el Sistema de
Distribución de EMELORO, como son las Subestaciones Máchala Centro y Los
Pinos.
Además de tener un control Remoto por medio del SCADA a estas subestaciones
de gran carga. El control Local al estar ubicado el Centro de Control en esta
subestación se obtiene una mayor facilidad para realizarlo.
3.6 AUTOMATIZACIÓN DE LA PRIMERA ETAPA O ETAPA PILOTO
Primera etapa constituida por las Subestaciones de: La Peaña, El Cambio,
Máchala, Los Pinos, Máchala Centro. De donde se especificara en forma
detallada el levantamiento de Equipo con el siguiente Formato.
Formato:
Diagrama Unifilar de la Subestación
Nombre del Alimentador
Equipo de Protección
Transformadores de Potencial
Transformadores de Corriente
Disyuntores
Transformador de Distribución
Sistema de Medición
El mismo que será de base o guía para las siguientes etapas a ejecutarse
posteriormente.
El diagrama de este Estudio se presenta la Etapa Piloto para el COE (Centro de
Operaciones de EMELORO) y las subestaciones adjuntas se observa en los
/Anexos 3.2 Unifiiar del COE primera etapa y 3.3 Enlace del COE primera etapa
52
3.6.1 LEVANTAMIENTO DE EQUIPO DE SUBESTACIONES
1. SUBESTACIÓN LA PEAÑA
Anexo 3.4 Diagrama LInifilar de S/E La Peaña.
1.1 Posición de 69 kV. Alimentador Barbones:
A, B, E: Cuchilla de bypass, salida, entrada, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC Auxiliares para censar estado 125
VDC
C: TC de doble bobina
- relación 200/100:1, Burden 20 VA, clase X
- relación 200/100:1, burden 20 VA, clase 10P20
D: Disyuntor de 69kV
- Contactos auxiliares para cesar estado de 125 VDC
- Bobinas de cierre y disparo de 125 VDC
- Motor de carga de 127 VAC
- Equipo de protección: DPU 2000R
F: TP 69kV
- relación 67000 / 1.73205 : 110/ 1.73205/ 110
- clase 1/3P 1
Sistema de medición: no posee
1.2 Posición de 69 kV, alimentador El Cambio:
A, B, E: Poseen Contactos tripolares auxiliares para censar estado 125
VDC.
C: TC de doble bobina
- relación 400/200:1, burden 20 VA, clase X
- relación 400/200:1, burden 20 VA, clase 10P20
53
D: Disyuntor de 69kV
- Contactos auxiliares para censar estado 125 VDC
- Bobinas de cierre y disparo de 125 VDC
- Motor de carga de 127 VAC
- Equipo de protección: DPU 2000R
F: TP 69kV
- relación 67000 /1.73205 : 110 /1.73205/110
- clase 1/3P 1
Sistema de medición: PML 3720 ACM.
1.3 Posición de 69 kV, alimentador Santa Rosa
A, B, E: Cuchillas de bypass, salida, entrada, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC
C: TC de doble bobina
- relación 300/150:5, Burden 15 VA, clase 0.5
- relación 300/150:5, burden 15VA, clase 5P10
D: Disyuntor de 69kV
- Contactos auxiliares para censar estado 125 VDC
- Bobinas de cierre y disparo de 125 VDC
- Motor de carga de 127 VAC
- Equipo de protección: DPU 2000R
F: TP 69kV
- relación 67000 / 1.73205: 110/1.73205/ 110
- clase 1/3P 1
Sistema de medición: No posee
54
1.4 TRANSFORMADOR
T1
- 10/12.5 MVA
- 69/13.8 kV
- Dy1
- TC 13.8kV:1200/5M.R.
- Protección TPU 2000 R
Gis:
- Contactos auxiliares 125 VDC
- TC69KV 600/5 M.R.
Seccionador con contactos auxiliares para censar estado
125VDC
- Cuchillas de puesta a tierra con contactos auxiliares 125
VDC
- Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 125 VDC
1, 2, 4: Cuchillas de bypass, salida, entrada, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC
3: Disyuntor de gran volumen de aceite 13.8 kV:
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
- Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 127 VAC
- Relación 600/300:1
- Equipo de protección: electromecánico
Sistema de medición: No posee.
1.5 Posición 13.8 kV. Alimentador EL CARMEN
A, B, E: Cuchillas de bypass, entrada, salida, monopolares sin contactos
auxiliares.
55
D: Reconectador.- caja de Control Panacea WIPP&Bourne:
- Contactos auxiliares para censar estado 24 VDC
Bobinas de cierre y disparo de 24 VDC
- Señales de entrada 24 VDC
- TC: 300 / 1
Sistema de Medición: no posee.
1.6 Posición 13.8 kV. Alimentador MALECÓN
A, B, E: Cuchillas de bypass, entrada, salida, monopolares sin contactos
auxiliares
D: Reconectador.- caja de control Brush microtrip 2E:
- Contactos auxiliares para censar estado 15 VDC
- Bobinas de cierre y disparo de 24 VDC
- Señales de entrada15 VDC
Sistema de Medición: No posee.
1.7 Posición 13.8 kV alimentador PASAJE
A, B, E: Cuchillas de bypass, entrada, salida, monopolares sin contactos
auxiliares
D: Reconectador.- caja de control Brush microtrip 2E:
- Contactos auxiliares para censar estado 15 VDC
- Bobinas de cierre y disparo de 24 VDC
- Señales de entradal 5 VDC
Sistema de medición: No posee.
56
2 SUBESTACIÓN LOS PINOS.
Anexo 3.5 Diagrama Unifilar S/E Los Pinos
2.1 Posición 69 kV alimentador Los Pinos
A, B, E: Cuchillas de bypass, salida, entrada, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC
C:TC relación 100/50:1, burden 20 VA, clase 10P20
D: Disyuntor de pequeño volumen de aceite 69 kV
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
- Bobina de disparo: 1235 VDC
- Bobina de cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 127VAC
- Equipo de protección: electromecánico
2.2 TRANSFORMADOR
Transformador:
- 16/20MVA
- 69/13.8kV
- Dyn11
2.3 Alimentador 13.8 kv. Cubículo Metal Ciad
A, B: TC de doble bobina
- M. R. 100 1200/5, clase 0.5, burden 15 VA
- M. R. 100 1200/5, clase 10P20, burden 25 VA
57
C: Disyuntores en Vació:
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
- Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 125 VDC
- Equipo de protección: electromecánico
D:TP 13.8 kv.
- Relación 13.8/ 1.73205 : 0.115/1.73205 kV
- clase 0.5
- burden 75 VA
Sistema de Medición: No posee.
2.4 Posición 13.8 kV. Alimentador BARRIO SUR
1, 2: TC de doble bobina
- M. R. 50. . . 600/5, clase 0.5, burden 15 VA
- M. R. 50 . . . 600/5, clase 10P2, burden 25 VA
3: Disyuntores en vacío:
- Contactos auxiliares para censar estador de 125 VDC
- Bobinas de Disparo y Cierre: 125 VDC
- Motor de Carga: 125 VDC
- Equipo de protección: electromecánico.
4. Cuchillas monopolares de salida sin contactos auxiliares.
Sistema de Medición: PML 3720 ACM
58
2.5 Posición 13.8 kV. Alimentador CETEORO
Similar a alimentador BARRIO SUR
2.6 Posición 13.8 kV. Alimentador AUTORIDAD PORTUARIA
Similar a alimentador BARRIO SUR
2.7 Posición 13.8 kV. Alimentador PUERTO BOLÍVAR
Similar a alimentador BARRIO SUR
2.8 Posición 13.8 kV. Alimentador 18 de OCTUBRE
Similar a alimentador BARRIO SUR
59
3 SUBESTACIÓN MÁCHALA
Anexo 3.6 Diagrama Unifilar S/E Máchala
3.1 Posición de 69 kV. Alimentador Máchala Centro.
A, B, E: Cuchillas de bypass, salida, entrada, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125VDC.
C: TC de doble bobina:
- relación 200 /100:1, burden 20 VA, clase X
- relación 200 /100:1, burden 20 VA, clase 10P20
D: Disyuntor de 69 kV de pequeño volumen de aceite:
- Contactos auxiliares para censar estado 125 VDC
- Bobinas de cierre y disparo de 125 VDC
- Motor de carga de 127 VAC
- Equipo de protección: DPU 2000R
F: TP 69 kV
- Relación 67000 / v3 : 110 / ^6 /110
- Clase 1/3P 1
Sistema de Medición: PM L 3720 ACM
3.2 Posición de 69 kV. Alimentador Los Pinos:
A, B, E: Cuchillas de bypass, salida, entrada, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC
D: Disyuntor de 69 kv. de gran volumen de aceite:
- Contactos auxiliares para censar estado 125 VDC
- Bobinas de cierre y disparo de 125 VDC
- Motor de carga de 127 VAC
- TC relación 200 / 100 : 1
Equipo de protección: Electromecánico.
60
F: TP 69 kV.
- Relación 67000 / v3 : 110 / v3 /110
- clase 1/3P 1
Sistema de Medición: No posee
3.3 TRANFORMADORES
T1:
- Transformador:
- 10MVA
- 67/13.2KV.
- YyO
Relé Bucholz con contactos auxiliares
- Medidor de temperatura de aceite: Si
- Medidor de Temperatura de devanado: no
Lado de 69 kV
1, 2, 4: Cuchillas de bypass, entrada, salida, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC
3: Disyuntor de gran volumen de aceite 69 kV
- contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- motor de carga: 127 VAC
- TC relación 100/50: 1
Equipo de protección: electromecánico
Lado de 13.8 kV
1, 2, 4: Cuchillas de bypass, salida, entrada, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC
61
3: Disyuntor de gran volumen de aceite 13.8 kV.:
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
- Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 127 VAC
- TC relación 600 / 300 : 1
Equipo de protección: electromecánico
Sistema de Medición: No Posee.
T2:
Transformador:
- 10MVA
- 67 /13 .2KV
- YyO
- Relé Bucholz con contactos auxiliares
- Medidor de temperatura de acite: Si
- Medidor de Temperatura de devanado: no
Lado de 69 kV
1, 2, 4: Cuchillas de bypass, entrada, salida, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC
3: Disyuntor de gran volumen de aceite 69 kV
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
motor de carga: 127 VAC
- TC relación 100/50 : 1
Equipo de protección: electromecánico
Lado de 13.8 kV
1, 2, 4: Cuchillas de bypass, salida, entrada, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC
62
3: Disyuntor de gran volumen de aceite 13.8 kV:
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 127 VAC
- TC relación 600 / 300 : 1
Equipo de protección: electromecánico
Sistema de Medición: No Posee.
3.4 Posición 13.8 kv. Alimentador EMPRORO
A, B, E: Cuchillas de bypass, salida, entrada, monopolares sin contactos
auxiliares.
D: Reconectador.- caja de control Cooper F5:
- Contactos auxiliares para censar estado
- Bobinas de cierre y disparo de 120 ó 240 VAC
- TC: 500 / 1
Sistema de Medición: No posee
3.5 Posición 13.8 kV Alimentador Madero Vargas
Similar al alimentador EMPRORO
3.6 Posición 13.8 kV Alimentador Unioro
Similar al alimentador EMPRORO
4 SUBESTACIÓN MÁCHALA CENTRO
Anexo 3.7 Diagrama LInifilar S/E Máchala Centro
4.1 TRANSFORMADOR
T1:
-Transformador
- 10/12.5MVA
- 69/13.8kV
- Dyn1
- TC 13.8KV: 100. . 1200/5M.R
- Protección: relé SPAD 346C 3
Gis
- Contactos auxiliares 125 VDC
- TC69KV50. .600/5M. R.
- Seccionador con contactos auxiliares para censar estado 125
VDC
- Cuchillas de puesta a tierra con contactos auxiliares 125 VDC
- Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 125 VDC
A, B: TC de doble bobina:
- M. R 100 . . 1200/ 5, clase 0.5, burden 15 VA
- M. R. 100 . . 1200/ 5 clase 10P20, burden 25VA
C: Disyuntor en Vació
Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
- Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 125 VDC
- Equipo de protección: relé AVV SPAJ 140C
64
D:TP 13.8 KV
- relación 13.8 / v3 : 0.115 / ^3 KV
- clase 0.5
- burden 75 VA
Sistema de Medición: Medidor ABB A1D
4.2 Posición 13.8 KV alímentador BOLÍVAR
1, 2: TC de doble bobina
- M. R. 50. . . 600/5, clase 0.5, burden 15 VA
- M. R. 50. . . 600/ 5, 10P20, burden 25 VA
3: Disyuntor en vacío:
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
- Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 125 VDC
- Equipo de protección: relé ABB SPAA 341C
4: Cuchillas monopolares de salida sin contactos auxiliares
Sistema de Medición: Medidor ABB A1D
4.3 Posición 13.8 kv. alimentador ARIZAGA
Similar al alimentador BOLÍVAR
4.4 Posición 13.8 kv. alimentador SUCRE
Similar al alimentador BOLÍVAR
4.5 Posición 13.8 kv. alimentador BOY ACÁ
Similar al alimentador BOLÍVAR.
65
5. SUBESTACIÓN EL CAMBIO
Anexo 3.8 Diagrama Unifilar S/E El Cambio
5.1 Posición de 69 kv., Alimentador MÁCHALA
A, B, E: Cuchillas de bypass, salida. Entrada. Tripolares con contactos
auxiliares para cesar estado 125 VDC
C: TC de doble Bobina
- Relación 400 / 200 : 1, burden 15 VA, clase 0.2
- Relación 400/ 200 : 1, burden 15 VA, clase 5P10
D: Disyuntor de 69 KV
- contactos auxiliares para censar estado 125 VDC
- bobinas de cierre y disparo de 125 VDC
- motor de cara de 127 VAC
- Equipo de protección: DPU 2000R
F: TP 69 KV
- Relación 67000 />0:110/^ /110
- clase 1 /3P 1
Sistema de Medición: PML 3720 ACM
5.2 Transformadores:
T1:
-Transformador:
- 10MVA
- 67/13.8KV
- Ynd11
66
Lado de 69 kV
1, 2, 4: cuchillas de bypass, salida, entrada, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC
3: Disyuntor de pequeño volumen de aceite 69 kv.
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
- Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 127 VAC
- TC relación 100/50 : 1, burden 20 VA, clase 10P20
Equipo de protección: electromecánico
Lado de 13.8 kV
1, 2, 4: Cuchillas de bypass, salida entrada, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC
3: Disyuntor de gran volumen de aceite 13.8 kV:
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
- Bobina de disparo: 125VDC
- Bobina de cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 127 VAC
- TC relación 600/300:1
- Equipo de protección: electromecánico
Sistema de Medición: No posee
67
5.3 T2:
Igual a T1
T3:
- Transformador de acoplamiento:
- 10MVA
- 13.8 / 13.8 kV
- Dyn11
1, 2, 4: Cuchillas de bypas, salida, entrada, tripolares con contactos
auxiliares para censar estado 125 VDC
3: Disyuntor de gran volumen de aceite 13.8 kV
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
- Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de cara: 127 VAC
- TC relación 600 / 300 : 1
- Equipo de protección: electromecánico
A, B:TCM. R. 100. . . 1200/5
C: Disyuntor en vació
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de cara: 125 VDC
- Equipo de protección: electromecánico
F:TP 13.8 kv.
- Relación 13.8/^ : 0.115/V3 kV
- clase 0.5
- burden 75 MVA
Sistema de Medición: No posee
68
5.4 Posición 13.8 kV Alimentador Santa Rosa
1,2:TCM. R. 50. . . 600 / 5
3: Disyuntor en vació:
- Contactos auxiliares para censar estado de 125 VDC
- Bobinas de disparo y cierre: 125 VDC
- Motor de carga: 125 VDC
- Equipo de protección: electromecánico
4: Cuchillas monopolares de salida sin contactos auxiliares
Sistema de Medición: PML 3720 ACM
5.5 Posición 13.8 kV Alimentador Cambio Tíllales
Similar al alimentador SANTA ROSA
5.6 Posición 13.8 kV Alimentador Expreso 1
Similar al alimentador SANTA ROSA
3.6.2 EQUIPOS DE PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES
A continuación se procede a detallar las Características Técnicas de los Equipos
de Protección ubicados en las subestaciones de Distribución de EMELORO, los
mismos que consta en el levantamiento de la Primera Etapa o Etapa Piloto:
69
!. ABB.
a. RELÉS SPACOM (SPAJ, SPAC, SPAD)
Sistema de control basado en microprocesadores
Señales de control de salida de 125 VDC programables
Señales de estado de entrada de 125 VDC
Alimentación: 125 VDC
Puerto serie frontal RS232
Protocolo de comunicación SPAA o SPACOM
No posee modem interno
b. RELÉS DPU y TPU (2000, 2000R)
Sistema de control basado en microprocesadores
Señales de control de salida de 125 VDC programables
Señales de estado de entrada de 125 VDC
Alimentación: 70..280 VDC
Puerto serie frontal RS232
3 puertos serie RS232
1 puerto serie RS485
Protocolo de comunicación DNP 3.0, SPACOM y STANDARD
No posee modem interno
2. COOPER(F4Y F5)
Sistema de control basado en microprocesadores
Señales de control de salida de 15 VDC
Señales de estado de entrada de 15 VDC
Alimentación: 15 VDC
Puerto serie frontal RS232
3 puertos serie RS232
3 puertos ópticos
Protocolo de comunicación DNP3.0, PG&E
No posee modem interno
70
3. WIPP & BOURNE (PANACEA 351 SEL)
Sistema de control basado en microprocesadores
Señales de control de salida de 24 VDC programables
Señales de estado de entrada de 24 VDC
Alimentación: 24 VDC
Puerto serie frontal RS232
Protocolo de comunicación DNP3.0
No posee modem interno
4. HAWKER SIDDELEY (BRUSH MICROTRIP 2 Y 2E)
Sistema de control basado en microprocesadores
Señales de control de salida de 24 VDC
Señales de control de entrada de 15 VDC
Alimentación: 24 VDC
Puerto serie frontal RS232
No posee modem interno
Con el presente levantamiento se concluye el Análisis de la Situación Actual de
EMELORO de una forma General. Y a la vez obtener los criterios para priorizar
la Automatización de Subestaciones de Distribución.
Es de indicar que en esta Primera Etapa o Etapa Piloto, se logra establecer las
bases de una forma detallada de los equipos a controlar el Sistema SCADA, lo
cual es aplicable a las etapas siguientes de subestaciones de Distribución.
7!
CAPITULO IV
ESTUDIO TÉCNICO
4.1 ASPECTOS GENERALES.
EMELORO requiere la implementación de un sistema SCADA que le
permita cumplir con su estrategia operativa y sus obligaciones dentro del marco
jurídico vigente en el Sector Eléctrico Ecuatoriano.
El sistema SCADA supervisará y controlará las 14 subestaciones en la red de
Distribución, de donde se obtendrá las señales de los elementos a ser controlados
en cada una de ellas en forma remota, para ser supervisadas y controladas desde
el Centro de Control.
4.2 SISTEMA DE CONTROL Y SUPERVISIÓN
En una subestación de distribución de energía eléctrica este sistema comprende
los siguientes puntos generales como:
• Protección
• Control
• Estado
• Medida
• Comunicación
72
4.2.1 SISTKMA DK PROTECCIÓN
El sistema de protecciones de los elementos que conforman una subestación de
distribución de 13.8 kv del Ecuador, debe garantizar la continuidad del servicio
eléctrico, la vida útil del equipo, etc. A través de los diferentes Relés instalados en
las distintas protecciones, los mismos que cumplen con los siguientes
requerimientos:
• Fiabilidad
• Sensibilidad
• Rapidez
• Selectividad
Además el sistema de protección debe tener una selectividad tan elevada como
sea posible, con el objeto de eliminar, en los casos excepcionales, una puesta
fuera de servicio de toda la red.
Fiabilidad | 7|
Los relés de protección protegen dispositivos cuyo valor es varias miles de veces
más elevado que el valor del relé. Por lo tanto, su fiabilidad debe ser también
varias miles de veces mayor que la del aparato o parte de la instalación que
protegen. Deben mantenerse aún para las más desfavorables condiciones de
funcionamiento, tales como el hundimiento de tensión auxiliar del relé a su valor
mínimo, valores extremos de la corriente de cortocircuito en el lugar del montaje.
Sensibilidad [7 |
La sensibilidad debe ser tal que bajo reserva de un cierto margen de seguridad,
su funcionamiento sea correcto para el valor mínimo de la perturbación que pueda
aparecer en el lugar del defecto. Con este objeto, hay que tener en cuenta ciertas
características de instalación como son, el número de máquinas en servicio,
número reducido de puntos de tierra del neutro, líneas en paralelo, etc
73
Rapidez | 7|
Como el calentamiento producido en el lugar del defecto, es decir, las
destrucciones que resultan de la transformación de la energía eléctrica en calor,
son directamente proporcionales a la duración del arco, la separación del defecto
por el relé de protección debe ser tan rápida como sea posible. Frecuentemente,
la rapidez de los relés de protección resulta preponderante para la obtención de
un coste mínimo de cables, particularmente para los cables cuya capacidad
térmica de resistencia a los cortocircuitos es limitada.
Selectividad |7]
Las características y los valores de funcionamiento de los relés deben elegirse de
forma que, aún para condiciones desfavorables, solamente quede desconectada,
o señalada la línea o parte de la red afectada por el defecto.
Protección de Sobre corriente |7]
Esta protección en los alimentadores de distribución actúa cuando el circuito o
red trabaja con mayor intensidad de la corriente para la cual esta proyectado.
Cabe diferenciar una protección de sobre carga con una de cortocircuito claro
esta que en ambas la corriente aumenta. Pero en un cortocircuito lo hace en
forma instantánea en grandes magnitudes a lo contrario de la sobre carga
74
Q
oK>
Fig. [4.1JPROTECCION DE SOBRE CORRIENTE. Protección de una red por medio de 1
relés de máxima intensidad temporizados, con retardo crecientes desde los receptores al
generador (los números de los relés indican el orden del escalonamiento.
Protección en Transformadores. [ 7]
La protección en transformadores juega un importante papel en la continuidad del
servicio al ser el elemento de mayor cuidado en una subestación de distribución.
Las más utilizadas son:
• Protección Diferencial
• Protección Buchholz.
Protección Diferencial [ 7 |
La protección diferencial detecta los cortocircuitos y las dobles puestas a tierra en
las que, por los menos, una de las puestas a tierra se encuentra en su dominio de
protección.
El montaje diferencial se compara las corrientes a la entrada y a la salida del
transformador protegido. El relé diferencial entra en acción cuando es atravesado
por una corriente diferencial que sobrepasa un cierto valor determinado. En los
transformadores la corriente magnetizante provoca la aparición de una corriente
75
diferencial. Por esta razón el relé debe regularse para funcionar por encima de
una corriente mínima de funcionamiento.
Fig. [4,2] PROTECCIÓN DIFERENCIAL. Esquema unifílar de principio de protección
diferencial: TG = Relé diferencial. H = Bobina de retención.: a) bobina de desconexión. Al ~
Corriente diferencial a) Defecto situado en el exterior. Relé TG no funciona, b) Defecto interno. El
relé TG funciona y provoca la desconexión del disyuntor del transformador.
El cálculo para los Parámetros del Sistema de Protección Diferencial, Sobre carga
y Sobre Corriente considerado en este estudio se lo presenta en el Anexo 4.1
Protección de Buchholz | 7|
Para todos los transformadores de una potencia superior a los 1000 kVA,
equipados con depósito de expansión, puede recomendarse el empleo de relés
Buchholz, combinados con relés diferenciales. Estos relés aseguran la protección
propiamente dicha contra los defectos internos de aislamiento, los cortocircuitos
entre fases, los cortocircuitos entre espiras y los defectos a masa recorridos por
corrientes intensas.
Relé Buchholz f 7]
El principio de funcionamiento esta basada en el hecho de que cualquier
accidente que sobrevenga a un transformador, está precedido de una serie de
fenómenos, sin gravedad, a veces imperceptibles pero que, a la larga, conducen a
76
la destrucción del transformador. Por lo tanto bastará con detectar los primeros
síntomas de la perturbación y avisar el hecho mediante una señal acústica u
óptica; no es necesario, en este caso poner el transformador inmediatamente
fuera de servicio sino tener en cuenta la circunstancia y desacoplar el
transformador cuando lo permitan las condiciones.
1
8
Fig. [4.3] RELÉ BUCHHOLZ. Corte parcial del Relé Buchholz.l.- Llave de evacuación de los
fases, que puede servir para el control de alarma y de desconexión. 2.- Flotador de alarma 3.-
Mirilla graduada de vidrio 4.- Brida de unión al Transformador. 5.- Agujeros roscados para
circuitos controlados 6.- Flotador de desconexión 7.- Brida de unión al depósito conservador de
aceite 8.- llave de vaciado, que puede servir para el control de desconexión.
Protección de Frecuencia [8]
En nuestro país la protección de Frecuencia esta asociado a un esquema de alivio
de carga, al cual todas las empresas del país están enlazadas debido a la
variación de frecuencia que existe en el SNI, el mismo que es supervisado y
controlado por el CENACE mediante los pasos indicados en la siguiente tabla:
77
ESQUEMA DE ALIVIO DE CARGA EAC
PORCENTAJES DE DECONEXIÓN DE CARGA %
Paso
1234
56
Frecuencia
59.459.2
5958.858.658.4
Tiempos de deactuación(ciclos)
12 i
1212121212
<%)
3 i
388818
(%) Acumulado
3614223048
Tabla 4 . ] . ESQUEMA DE A L I V I O DE CARGA. Fuente Ccnacc
4.2.2 S1STKMA DE CONTROL Y ESTADO.
En las Subestaciones de distribución de Energía Eléctrica del país, a nivel de
13.8 kV se tiene en gran mayoría solo control remoto en Disyuntores, por la
robustez del Equipo para abrir y cerrar un circuito eléctrico mediante una acción
inmediata debido la importancia de operación en la continuidad del Servicio,
Protección y Estabilidad del Sistema.
Por lo contrario de los Seccionadores de 13.8 kV, que es un gran porcentaje son
de operación MANUAL en el sitio que se encuentran.
Al momento que se realiza un control se establece el estado en el equipo a
operar. Anexo 4.2 Control y Estado.
4.2.3 SUPERVISIÓN DE ESTADOS.
El sistema de supervisión se lo realiza a nivel de disyuntores, reconectadores,
seccionadores. Los mismos que al prestar facilidad de control mediante entradas
de contactos auxiliares y protocolos de comunicación. Se logra así establecer su
estado de operación.
78
El Estado de los equipos se establece en la Apertura o cierre. Además de los
equipos de Protección, de donde se obtiene la señalización de operación de los
mismos en caso de una falla.
Por lo tanto se dimensiona los estados de los equipos por subestación, detallado
a continuación en cada tabla del anexo 4.2
4.2.4 SUPERVISIÓN DE MEDIDA DE LOS PARÁMETROS ELÉCTRICOS
La medición de los parámetros Eléctricos en un sistema de Distribución de
Energía se establece de la siguiente manera.
En las Subestaciones se encuentran instaladas equipos físicos de medición como
son:
- Transformadores de Potencial
- Transformadores de Corriente.
Los mismos que forman parte esencial de una Subestación.
Transformadores de Potencial
Este equipo permite determinar la medición de un alto Voltaje, en puntos donde
es difícil obtener esta medida debido a su gran magnitud. Por lo cual mediante
una relación de Transformación se logra reducir el voltaje y así poder manejar de
mejor manera estos datos.
Transformador de Corriente.
Tiene el mismo principio de un Transformador de Potencial, a diferencia que el
parámetro a manejar es la Corriente. A nivel de Subestaciones se maneja
grandes cantidades de Corriente o carga en los alimentadores cuya medida es
79
indispensable conocer para análisis de estudio y combinado con el parámetro de
voltaje se logra obtener otros parámetros como Potencia, Factor de Potencia, etc.
Metodología de Medición.
La medición se determina de la siguiente manera.
- Voltaje se lo establece a nivel barras en 69 kV y 13.8 kV en cada una de
las Fases: Va, Vb, Ve.
- Las corrientes se establece en cada uno de los alimentadores a nivel de 69
kV y 13.8 kV, en cada una de sus fases es así que se tiene: la, Ib,le.
Con este criterio se procede a obtener los datos en la subestaciones de la Etapa
Piloto aplicable a las subsiguientes etapas, presentado en las siguientes tablas:
1, SUBESTACIÓN LA PEAÑA
Nombre
69 kv
Barra Voltaje
Alimentador Barbones
Alimentador el Cambio
Alimentador Santa Rosa13,8 kV
Barra Voltaje
Alimentador El Carmen
Alimentador Malecón
Alimentador Pasaje
TOTAL DE SEÑALES
Medición
Va
la
la
la
Va
la
la
la
Vb
Ib
Ib
Ib
Vb
Ib
Ib
Ib
Ve
le
le
le
Ve
le
le
le
24
Tabla 4.2 Total de Señales de Medida Subestación la Peaña
80
2, Sl'BKSTAÍ ION EL CAMBIO
Nombre
(»<> kv
Barra Vol ta je
Alimentador Máchala13,8kV
Barra Voltaje
Alimentador Transformador 3
Alimentador Santa Rosa
Alimentador Cambio Tíllales
Alimentador Expreso 1
TOTAL DE SEÑALES
Medición
Va
la
Va
la
la
la
la
Vb
Ib
Vh
Ib
Ib
Ib
Ib
Ve
le
Ve
le
le
le
le
21
Tabla 4.3 Total de Señales de Medida Subestación El Cambio
3, SUBESTACIÓN MÁCHALA
Nombre
69 kvBarra Voltaje
Alimentador Máchala Centro
Alimentador Los Pinos
!3,8kV
Barra Voltaje
Alimentador Emproro
Alimentador Madero Vargas
Alimentador Unioro
TOTAL DE SEÑALES
Medición
Va
la
la
Va
la
la
la
Vb
Ib
Ib
Vh
Ib
Ib
Ib
Ve
le
le
Ve
le
le
le
21
Tabla 4.4 Total de Señales de Medida Subestación Máchala
4, Si:BKST ACIÓN MÁCHALA CKNTRO
Nombre
69 kvBarra Voltaje
!3,8kV
Barra Voltaje
Alimentador Transformador
Alimentador Bolívar
Alimentador Arízaga
Alimentador Sucre
Alimentador Boyacá
TOTAL DE SEÑALES
Medición
Va
Va
la
la
la
la
la
Vb
Vh
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ve
Ve
le
le
le
le
le
21
"abla 4.5 Total de Señales de Medida Subestación Máchala Centro
5, SUBESTACIÓN LOS PINOS
Nombre
69 kvBarra Voltaje
Alimentador Transformador13,8 kV
Barra Voltaje
Alimentador Transformador
Alimentador Barrio del Sur
Alimentador Ceteoro
Alimentador Autoridad Portuaria
Alimentador Puerto Bolívar
Alimentador 18 de Octubre
TOTAL DE SEÑALES
Medición
Va
la
Va
la
la
la
la
la
la
Vb
Ib
Vh
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ib
Ve
le
Ve
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le
le
le
le
27
Tabla 4.6 Total de Señales de Medida Subestación Los Pinos
82
El criterio de los puntos para obtener la medida de los parámetros de Voltajes y
Corrientes es genérico, aplicable a cualquier Subestación
4.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
Las especificaciones Técnicas de un SCADA para una empresa eléctrica de
Distribución, debe estar acorde a las normas estándares, y requerimientos de
control, Medición, Comunicación necesarios para la implementación detallados a
continuación.
4.3.1 SISTEMAS SCADA DE EMELORO S.A Y SUS
INTERRELACIONES [ 9|
La estructura de los Centros de Control a nivel nacional se establece de la
siguiente manera:
- En primer lugar esta el Centro Nacional de Energía (CENACE),
actualmente en funcionamiento y que se encarga de la supervisión y
coordinación de la generación y transmisión del sistema Nacional, así
como el manejo del Mercado Eléctrico Mayorista.
- El segundo nivel estará constituido por el Centro de Control de
Transelectric S.A. (COT) para operar la red de transmisión del país.
El tercer nivel constituyen los Centros de Control de las Empresas
Regionales, responsables de la supervisión y control de la Subtransmisión
y Distribución locales. Además de los Centros de Control de las empresas
de Generación que operan en el MEM.
83
ESTRUCTURA DE LOS CENTROS DE CONTROL DEL PAÍS
l.-CENACE
2.-TRANSELECTRIC
\7
3.-EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN YGENERACIÓN
4.3.2 REQUERIMIENTOS DE OPERACIÓN Y CONTROL
La red de EMELORO constituida por el Sistema de Subtransmisión a 69 kV y de
Distribución a nivel de 13.8 kV. Para los mismos que el sistema de Supervisión y
Control está previsto. Tendrá a su cargo las decisiones operativas relacionadas
con las áreas responsables del control de calidad y mantenimiento del servicio.
El cierre y apertura de los interruptores serán realizados normalmente por el
operador del COE, salvo el caso de maniobras de mantenimiento. Deberá
introducirse un mecanismo de seguridad para impedir el comando remoto durante
trabajos de mantenimiento.
Los operadores del COE coordinarán con el operador de los Sistemas de
Supervisión y Control del Sistema Nacional Interconectado (SNl) de
TRANSELECTRIC y del CENACE (Centro Nacional de Control de Energía).
84
El mantenimiento de las Subestaciones será efectuado por brigadas
especializadas, las mismas que deberán cumplir un cronograma de trabajo
previamente establecido. Coordinando con los niveles de control determinados en
la Empresa.
A continuación se presenta el orden jerárquico de mayor a menor, de los niveles
de Control:
- Nivel 3: Sistema del Centro de Control de EMELORO { COE ), donde se
efectuara la supervisión y control remoto de las subestaciones del Sistema
Eléctrico de EMELORO así como intercambio de información para la
programación y coordinación de la operación con otros Centros de Control.
- Nivel 2: Unidades Terminales Remotas (RTU'S) de datos de los
subsistemas de medición, protección y control en las subestaciones.
- Nivel 1: Corresponde a los equipos de interfaz y acondicionamiento de
señales requeridos para las entradas de estados discretos y valores
analógicos y salidas de control.
4.3.3 SUPERVISIÓN DE CONTROL
El operador del COE debe ser capaz de efectuar maniobras sobre los distintos
elementos de ia red, así como de coordinar con los operadores del CENACE y
TRANSELECTRIC con el objeto de que se mantengan los niveles adecuados de
seguridad, calidad y economía.
La función de control se aplicará a la apertura y cierre de Equipos del sistema de
potencia, el mismo que establece la visualización en los siguientes estados o
secuencia ya programadas.
85
Estado de Intermitencia
El símbolo de objeto bajo control debe ser presentado en pantalla
intermitentemente hasta que la secuencia de la orden de control sea concluida,
cancelada, o ha transcurrido el tiempo máximo de espera, etc
Bloqueo del Control
Las órdenes de control podrán bloquearse vía software individualmente, por
grupos o por subestaciones.
Para limitar los riesgos de operaciones erróneas, no debe ser posible efectuar
más de una operación de control al mismo tiempo, ni efectuar una operación
sobre un punto en estado de alarma sin que previamente no sea reconocida,
efectuar control sobre puntos inhibidos o sin la autoridad correspondiente.
Si se intenta realizar una orden de control sobre un objeto bloqueado, la orden no
debe ser ejecutada y su correspondiente mensaje de error debe ser procesado.
En los despliegues, los objetos cuyo control sea bloqueado deben presentarse
con la identificación que están bloqueados para control.
Secuencia Automática y Control de Carga
Deberá ser posible programar la iniciación en forma automática o a solicitud del
operador, de una secuencia predefinida de acciones de control sobre diferentes
elementos del sistema de potencia. Esta secuencia debe registrarse en la lista de
eventos.
El sistema propuesto deberá tener la capacidad de monitorear y controlar la carga
de los alimentadores facilitando una salida ordenada de carga como respuesta a
un exceso de carga.
Una vez que la secuencia está programada, ésta puede ser ejecutada por una
condición lógica, por tiempo, o por orden del operador.
86
4.3.4 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CENTRO DE
CONTROL. | 9], |4 |, |3|
El Centro de Control a adquirirse por parte de EMELORO será un sistema de
última generación para centros de control, probado y debe cumplir con las
siguientes características:
- Arquitectura modular y distribuida, lo que redunda en la facilidad para
reemplazar o añadir módulos.
- Arquitectura abierta, lo que implica libertad de escoger futuras tecnologías
y proveedores. El software de aplicación del Sistema debe ser,
preferentemente, independiente del "hadware" en que corra.
- Modelo cliente / servidor
- Basado en estándar API (Aplication Program Interface) para integración
con otro software
- Comunicación LAN / WAN utilizando protocolo TCP / IP
• Sistema de base de datos relacional utilizando SQL para
intercambio de datos
• Interfaces de usuario basado en Ventanas
• Comunicación con unidades terminales remotas RTU'S vía
protocolos estándar {IEC 870-5)
• Comunicación con centros de control vía protocolos estándar (IEC
870-6 TASE-2)
• Facilidad de integración con tecnologías de información existentes o
por adquirirse en la Empresa (conexiones abiertas para programas y
bases de datos de terceros) como por: AM / FM / GIS, Planeamiento
y Diseño, Sistemas de Mantenimiento, Sistemas de Oficina.
Desempeño que garantice tiempos de respuesta cortos, aun en
condiciones de alta demanda de tratamiento de información proveniente
del Sistema de Potencia
87
- Interfaces estandarizadas abiertas de programación (C) para adaptaciones
y expansiones por adquirirse en la requeridas por la Empresa
- Elevado índice de disponibilidad, confiabilidad, redundancia
- Importación y Exportación de datos e imágenes, para utilizar / compartir
datos con otros sistemas
- Rechazo de carga, como una herramienta para definir y ejecutar
estrategias de emergencia.
4.3.5 MÓDULOS DEL CENTRO DE CONTROL [ 9 ].
La característica modular del centro de control según normas IEC es la siguiente:
Módulo
MSSC
MMI
MBDH
MADQ101
MBDH
MOPC
ME101SGPSOC
Descripción
Básicos
Servidor SCADA
Consola, interfaz gráfica con operador
Base de datos histórica
Interfaces
Módulo de adquisición de datos con protocolo IEC 870-5-101
Base de datos histórica
Interfaz según norma OPC
Esclavo con protocolo IEC 870-5-101
Programa de sincronización con GPS
Auxiliares
Gráficos históricos
Reportes
Tabla 4.7 Tabla de módulos de un Sistema Scada
88
l']s|H'CÍficacioiH's tic los módulos
• Se comunican entre ellos con protocolo TCP/IP
• Pueden ser duplicados y se sustituyen unos a otros en marcha sin perder
datos
• Se pueden agregar nuevos módulos para incorporar nuevas funciones
• La comunicación por TCP/IP permite agregar módulos remotos; por
ejemplo, una consola (MMI), basta disponer del canal TCP/IP
• La capacidad de duplicación de módulos permite instalar el mismo módulo
en distintas computadoras, para aumentar la confiabilidad
Relación entre Módulos
Figura 4.4 Relaciones de Módulos del Centro de Control
89
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90
4.3.5.1 MODULO SERVIDOR SCADA, MSSC.
Es el núcleo del Mirage y su función es mantener actualizada la base de datos de
tiempo real con el estado del sistema telecontrolado.
Funciones básicas
• Recibir los datos de las unidades remotas a través de los módulos de
adquisición de datos, procesarlos, almacenarlos en la base de datos de
tiempo real y comunicarlos al resto de los módulos.
• Aceptar solicitudes del módulo MM! para realizar comandos sobre las
unidades remotas o modificaciones sobre la base de datos de tiempo real,
marcas, taps, valores manuales, los cuales una vez procesados son
comunicados al resto de los módulos del sistema.
Funciones auxiliares
• Mantenimiento de la lista de eventos en memoria permitiendo un manejo
unificado de la misma entre las distintas consolas de operación MMI.
• Administrar la seguridad y el control de acceso de los usuarios permitiendo
o denegando la apertura de consolas de operación y acceso sobre los
distintos elementos, emplea tos números IP Administración: es
administrado por una consola local o remota con comunicación TCP/IP.
• Sincronización de tiempos con Unidades Remotas y adquisición del tiempo
satelital con el módulo adicional de GPS.
• Supervisión de las comunicaciones con las Unidades Remotas; incluye: la
administración de los cambios de canal automáticos, los eventos
relacionados y pantallas con representación del estado de las
comunicaciones.
• Adjudicar a los valores de las variables las marcas de estado.
91
Respaldo
Es posible configurar los MSSC como respaldo en caliente de la base de datos en
tiempo real y la lista de eventos en memoria. Uno de ellos se define como activo y
otro como pasivo pudiendo intercambiar roles en cualquier momento sin pérdida
de información.
Tipos de variables admitidas
• Entradas Digitales, simples o dobles
• Entradas Analógicas
• Salidas Digitales
• Salidas Analógicas
• Contadores
• Variables de memoria y calculadas
4.3.5.2 MÓDULO INTERFAZ GRÁFICA CON EL OPERADOR, MMI
Es cliente del servidor MSSC y no realiza procesamiento propio de los datos más
allá del necesario para su presentación en pantalla, actúa como una manera
terminal.
Funciones Básica
• Presentar, en forma de mímicos animados, el estado del sistema que le
envía el MSSC.
• Atender las órdenes de los operadores como por ejemplo los comandos y
enviarlas al MSSC.
92
Punciones Auxiliares
• Editor de mímicos
Biblioteca de símbolos jerárquica
Editor de símbolos de biblioteca
• Editor de fórmulas asociadas a las variables
• Presentar la lista de eventos incluyendo
Alarma
Cambios en las comunicaciones
Comandos
Futradas en servicio
Imprimir
• Mímicos, lista de eventos e informes
Animaeiones de los símbolos
• Color de borde
• Discreto
• Zona de valores
• Color de relleno
• Parpadeo
• Visibilidad
• Despliegue de texto
• Posición
• Tamaño
Respaldo
Cada MMI puede conectarse con dos MSSC diferentes, obteniendo sus datos del
servidor activo.
93
4.3.5.3 MODULO DE ADQUISICIÓN DE DATOS, MADQ
Los módulos de adquisición de datos se encargan de la comunicación con las
unidades remotas, RTU, son servidores del MSSC
Funciones liasicas
• Comunicación con las RTU empleando un protocolo específico
• Actuar como servidor de adquisición de datos par el MSSC.
Funciones Auxi l iares
• Supervisión del canal de comunicaciones con las RTU con las siguientes
características:
• Medida de la tasa de errores
• Realización de reintentos
• Informes del estado de los canales
• Alarmas de comunicaciones
• Función PAD (Packet assembly dissasembly)
• Permite configuración y/o supervisión remota
Características de los enlaces con las Unidades Remotas de Comunicaciones
• Protocolos posibles: IEC 870-5-101, DNP, Modbus, etc.
• Formas de operación: maestro-esclavo, por interrogación, sistema
balanceado, etc.
• Canales de comunicación: Línea directa RS232, RS 485, red ethernet,
onda portadora, radio punto a punto, radio punto multipunto, CDPD, etc.
4.3.5.4 MODULO DK BASE DE DATOS HISTÓRICA, MDBS
El módulo de base de datos histórica es clientes del servidor SCADA, recibe los
cambios sobre el estado del sistema y los almacena, a través de ODBC en las
bases de datos históricas de variables y de eventos.
94
Funciones Básicas
• Base de datos de variables: almacena los valores de las variables con la
marca de tiempo absoluta junto con los valores máximo, mínimo, promedio
y marcas de estado.
• Base de datos de eventos; almacena los eventos de las RTU, Centro de
Control y las operaciones con la marca de tiempo y la identificación de la
consola en que se originó.
• Permite administración local o remota.
Respaldo
Cada módulo de base de datos puede disponer de enlaces con dos servidores
SCADA diferentes, obteniendo sus datos del servidor activo; a su vez, cada
módulo de base de datos puede almacenar en dos bases de datos diferentes.
Cualidades del Formato de almacenamiento de Datos
Como la comunicación con la base de datos se realiza a través de ODBC es
posible utilizar cualquier programa de base de datos que soporte este protocolo,
por ejemplo, SQL Server, Oracle, Acces, etc.
4.3.5.5 Módulos Adicionales
Graficación y reportes de base de datos histórica. Permite mostrar en pantalla en
forma gráfica tendencias de las variables registradas en base de datos.
• Editor de notas de operación y la posibilidad de incluir en el menú de la
consola MMI aplicaciones adicionales.
• Permite implementar un mecanismo de comunicación entre
operadores y agregar otras aplicaciones a la consola en
forma directa
• Sincronización de tiempos por GPS. Permite sincronizar el reloj de las
computadoras del centro de control mediante GPS utilizando para ello una
de ellas como reloj maestro.
95
Modulo de Interfaz
Módulo IEC 870-5-101 esclavo.- Es una interfaz con un sistema SCADA de mayor
jerarquía, el Mirage es visto por dicho sistema como una RTU.
Modulo OPC
Es una interfaz con otros sistemas que permite el acceso a la base de datos de
tiempo real y habilita a otras aplicaciones externas al Mirage, disponer de
información actualizada.
OPC es una interfaz normalizada para comunicación de sistemas que está
patrocinada por la fundación del mismo nombre.
4.3.6 EQUIPOS DE LA ESTACIÓN CENTRAL [ 11|
Como se definió en el Capitulo 3 el centro de Operaciones de EMELORO (COE)
estará ubicada en La Subestación Máchala Centro. Los equipos que constituyen
el COE deben ser de alta Performance y Confiabilidad. .
Los computadores suministrados deberán ser de la versión y arquitectura más
reciente disponible en el momento del inicio del proyecto.
A continuación se presenta un esquema de la arquitectura para el sistema central.
ServidorPrincipal
ServidorRespaldo
Estación deIngeniería
ConsolaPC
LANOFICINA
Unidadde Cinta
GPSImpresoras
Con trotadoresde Comunicaciones
hacia RTl/'s
Fig 4.5 Esquema General de Arquitectura del Centro Control, ABB, Schneider electric, Geindustrial
96
El sistema de computación será de arquitectura cliente - servidor. Los equipos
serán de calidad reconocida internacionalmente, conectado a través de una red
LAN redundante.
4.3.6.1 SERVIDORES Y CONSOLAS.
- Dos Servidores SCADA / HIS (que a su vez son consolas de operación),
uno en línea y el otro de respaldo. Incluye el teclado alfanumérico en
español y Mouse.
El disco duro debe ser de una alta velocidad de acceso y tener una gran
capacidad de reserva.
Cada computador deberá tener dos pantallas planas a color (deberán permitir 256
colores) de alta resolución (mínimo de 1024 x 768 pixeles ), de al menos 19
pulgadas. Las pantallas deben ser de bajas emisiones ("low emisión" ), diseñadas
para trabajar ininterrumpidamente y con cualidades que ofrezcan comodidad
visual al operador.
- Una consola para ingeniería de mantenimiento y desarrollo, similar a la de
operación, conectada a la red LAN. Deberá incluir un Moden y el software
necesario para acceso remoto con fines de realización de labores de
mantenimiento del Sistema. Esta consola podrá ser utilizada como de
operación.
- Una Consola basado en PC con un monitor
- Dos computadoras de comunicaciones, en configuración redundante. Debe
permitir manejar al menos 16 líneas de comunicación sincrónicos y
asincrónicos velocidades de hasta 9.6 kbt/seg. Cada línea deberá poder
soportar un protocolo independiente.
- Alarma audible externa, con diferentes sonidos, para poder clasificar los
diferentes tipos de fallas
- Gateway con firewall para la interfaz con la Rede LAN de EMELORO.
97
4.3.6.2 RED DE COMPUTADORAS Y SINCRONIZACIÓN DE
TIEMPO
La red local (LAN) debe ser redundante y monitoreada. Ambas redes deben
operar permanentemente para garantizar su disponibilidad. La transmisión de
información debe ser compatible con los 7 niveles del modelo OSI.
El suministro incluye un equipo de sincronización de tiempo que sea capaz de
sincronizar con el tiempo estándar, para transmitir la señal a todo el sistema. El
reloj debe tener una exactitud propia de 0.02 segundos cada 24 horas. Todo el
equipo necesario debe ser incluido en la oferta.
4.3.6.3 PERIFÉRICOS Y OTROS
Unidad de Cinta
El sistema debe estar equipado con una unidad de cinta magnética DAT de alta
velocidad.
Impresoras.
El COE deberá disponer de dos impresoras láser, "heavy duty" para listado de
eventos, reportes gráficos a color, etc. Conectadas a la red LAN, y de una
velocidad de impresión de 5 páginas por minuto.
Proyector de Pantalla. (Opcional)
Se deberá cotizar un proyector de pantalla de alta resolución, para efectos de
demostración en la sala de conferencias.
Computador Portátil para Pruebas y Programación.
El computador Portátil para uso de programación y configuración de equipos
correspondientes al sistema de Control del COE y subestaciones. Este equipo
permitirá dar soporte de mantenimiento remoto a través de MODEM para lo cual
contará con las herramientas de conexión necesarias.
Sistema Interrumpidle de Energía ( UPS)
Este equipo dimensionado para 2 horas de operación, debe incluir rectificadores,
banco de baterías, inversores, cableado, tablero de distribución, y todo el equipo
de control para la conexión al sistema de alimentación existente en el lugar del
COE.
43.7 FUNCIONALIDAD.
El sistema SCADA permitirá a EMELORO disponer de información en
tiempo real de configuración del sistema, así como del comportamiento de las
variables eléctricas, lo que permitirá efectuar operativos y tomar acciones de
control apropiadas.
El COE deberá disponer de las siguientes funciones:
4.3.7.1 SUPERVISIÓN DE DATOS DE ADQUISICIÓN DE DATOS
Las funciones de Supervisión de Adquisición de Datos SCADA se describe en los
siguientes sub secciones.
Terminales de Campo de Adquisición de Datos.
Como mínimo, los datos de tiempo real serán coleccionados por la estación
SCADA patrón de los siguientes terminales de campo.
- Relés y unidades de control basados en Microprocesadores localizados en
las Subestación Máchala Centro.
Demanda de Inspecciones
El operador podrá comenzar una demanda de inspección para adquirir datos de
cualquier terminal de campo en cualquier tiempo. La función de demanda de
inspección incluirá la capacidad de adquirir datos tanto como en un punto
específico así como todos los datos del terminal de campo.
Downloading
El SCADA enviará a los terminales de campo cualquier dato, parámetros de
configuración, coeficientes de cálculo, ajustes de relés, u otros valores requeridos
para iniciar y modificar las bases de datos de los terminales de campo. El SCADA
verificará el recibo correcto de la información enviada. Se ejecutarán el envío y la
comprobación de lo enviado dentro de la estructura normal de los protocolos de
comunicación especificados en éste documento.
El envío de la información a los terminales de campo se ejecutará:
- Automáticamente a todo los terminales de campo bajo inicialización del
SCADA. No se requerirá el envío por el reinicio del SCADA o falta.
- Automáticamente a un específico terminal de campo bajo el descubrimiento
de ¡nicialización de un terminal de campo o cambio de un valor enviado en
la base de datos del SCADA.
- En forma manual a cualquier y/o todos los terminales de campo cuando ha
inicializado el operador.
00
Prueba
- El operador podrá declarar cualquier terminal de campo en modo de
prueba. La base de datos de tiempo real retendrá el último valor para todos
los puntos coleccionados a los terminales de campo antes de entrar al
modo de prueba. Se marcarán los puntos en la base de datos con una
codificación de calidad indicando que su fuente está en el modo de prueba.
Todas las funciones SCADA usarán éstos últimos valores, a menos que
sean re-escritos por el SCADA. No se permitirá la supervisión de control de
los puntos en el modo de prueba desde los displays normalmente usados
para control.
- Cuando se retira el terminal de campo del modo de prueba, la codificación
de calidad del modo de prueba serán removidos de todos los puntos
asignados al terminal de campo, los valores de la base de datos se
reasumirán actualizándose en cada inspección, y todo los controles
asociados se habilitarán.
- Se proveerá displays que muestran los valores actuales recibidos de todos
los puntos de entrada asociados con el terminal de campo en el modo de
prueba. Se proveerá también la habilidad del operador ejercer todos los
puntos de salida asociados con el terminal de campo. Los puntos de
entrada / salida incluirán los puntos que se marcan de repuesto en la base
de datos.
Intercambio de Datos
El SCADA transmitirá y recibirá datos de / hacia las Subestación Máchala Centro.
Se proveerá el hardware y software interface de comunicación.
101
Proceso de Datos
Todos los datos adquiridos por el SCADA se prepararán para ser usados por los
displays, funciones de control y funciones de aplicación. Los requerimientos se
aplican a todos los datos coleccionados de todas las fuentes listadas en la
Sección
Datos análogos
La información análoga de las variables de medida tales como amperio, voltaje,
frecuencia, vatio, var, factor de potencia, uso de energía, etc. que se proveerán
por las unidades de protección y control basadas en microprocesadores estarán
disponibles para el intercambio de datos a la estación patrón.
Datos digitales
Cada estado de un punto de entrada digital podrá ser asociado con cualquier
estado de una unidad actual. Como un mínimo, los siguientes datos digitales
serán provistos:
• Puntos de 2 estados. Ejemplos incluyen:
(1)Open/Closed
(2)Tripped/Closed
(3) Alarm/Normal
(4) On/Off
(5) Auto/Manual
(6) Remote/Local
(7) On Control/Off control
(8) Locked/Unlocked
• Puntos de 3 estados - puntos con tres estados de posición, típico "open,
closed, o en transií". El programador podrá designar cualquier combinación
de "bits" en la representación del dato de cada punto de 3 estados como un
estado indefinido.
02
Datos de Tiempo
Un valor de tiempo asociado se devolverá con el punto análogo, punto digital, y/o
contador de datos. El valor de tiempo asociado "Time Stamp" será fijado por las
unidades de protección y control, no por la estación patrón. La precisión de éste
"Time Stamp" fijadas por las unidades de protección y control será menor o igual a
1 milisegundo.
4.3.7.2 DMS ( Distribution Management System)
Se incluyen funciones que pueden clasificarse en los siguientes grupos: análisis
de redes de distribución, funciones de optimización, funciones de planeamiento y
programación, y funciones de administración post falla {detección, aislamiento y
restauración de servicio)
Análisis y Optimización de Redes de Distribución
Entre las funciones más importantes podemos destacar las siguientes: topología
de la red, flujos de potencia, ubicación de cargas de barra, análisis de
configuración, análisis de pérdidas, balance de voltaje y potencia de
alimentadores, cortos circuitos.
Administración de Post falla
En este grupo podemos considerar la preparación y administración de órdenes de
restauración del servicio y de mantenimiento, y al manejo de llamadas de clientes
por pérdida de servicio.
Funciones de Planeamiento
Se incluye las funciones de pronóstico y análisis de carga.
4.3.7.3 DSM ( Demand Side Management)
Funciones orientadas a control de la demanda, manejo tarifario y control de
pérdidas, es complementada con una comunicación efectiva con los clientes.
Control de la Demanda
Control centralizado de la carga, lo que permite la reducción de cargas pico y la
racionalización de los perfiles de consumo.
Manejo Tarifario
La posibilidad de tete lectura de medidores permite interactuar en forma directa
con los sistemas de facturación. De esta manera se puede manejar las tarifas
binomios, multihorarias y estacionales vía software, sin necesidad del uso de
medidores especiales.
Control de Pérdidas
El tener un sistema de supervisión en tiempo real de la medición de energía
facilita la detección de fraudes, es decir el control de pérdidas negras. En nuestro
medio actualmente estas perdidas son muy representativas.
Comunicación con los Clientes
Estos sistemas pueden permitir comunicación bidireccional con los clientes, lo que
implica un mejor servicio, y potencia substancialmente la imagen de la empresa
EMELORO.
Debe existir también la capacidad de enviar reportes a otros Centros de Control
de datos en tiempo real y estadísticos.
04
4.3.8 ARQUITECTURA DE RTU'S CON PLC'S | 9|, |4 ], [ 3],[ 12]
( ON( KI'C ION DK UNA RTU'S COMO UNA SUBESTACIÓN AUTOMATIZADA
El tener las subestaciones automatizadas con equipo de primera tecnología
implementadas en las mismas. Se logra obtener un sistema óptimo en todos los
parámetros referidos al sistema Eléctrico y Comercial de una Empresa Eléctrica
de Distribución. Considerados en el Capítulo 2 donde se detallan las ventajas de
un sistema Automatizado con un control SCADA.
Es por eso que a continuación se presenta los parámetros a considerar para en
una Subestación de última generación mediante la Automatización de PLC's,
logrando así que cada subestación sea una RTU's que forma parte de un Sistema
SCADA General.
Características de una Subestación Automatizada
- Emulación de un SCADA RTU
Flexibilidad
- Expandibilidad (para adaptarse a funcionalidades crecientes y acceder a
grandes cantidades de datos)
- Bloques modulares que permitan una construcción por etapas
- Productos y herramientas estándares que se saquen del estante y que
tengan buen soporte y servicio
Implementación rápida
Una de los criterios a seguir para la Automatización de Subestaciones por medio
de PLC se presenta a continuación:
05
I.- SELECCIONAR EL PLC
Se procede a seleccionar el PLC considerando las funciones de una Subestación
de Distribución a controlar además de las propias especificaciones denotadas en
el capitulo anterior referente a su arquitectura física del mismo. Entre las
principales tenemos:
- Monitoreo y Estado de alarmas para el sistema SCADA
- Registro secuencia! de eventos SER
- Recierre del Breaker
- Transferencia y auto-aislacion
- Cambio de Tap bajo carga
- Control del banco de Capacitares
- Modulo GPS ( Sistema de Posición Geográfica)
- Slot de memoria de Respaldo
- Librerías con funciones especificas de RTU'S para sistemas SCADA
- Protolocos abiertos para SCADA como: DNP 3.0, IEC - 870-5-101, IEC-
870-6-503,UCA, etc
2.- CONEXIONES AL PLC
Se estable la conexión de los Relés de protección digital, así como también los
equipos de medida que presten una facilidad de comunicación en forma directa al
PLC's vía MODBUS PLUS. Los mismos que pueden ser de diferente marca o
proveedor como se muestra a continuación. Figura 4.6 y 4.7
El conexionado de una subestación automatizada en la parte de alimentadores
por medio de un IED como es el caso de un DPU 2000 R se presenta en el /Anexo
4.3
06
Serie de relés ABB 2000R conconexión directa a Modbus Plus
ABB 2000R Relay
Dispositivoscon conexióndirecta aMB+
Relés Schweitzer con conexión directaa Modbus Plus a través del Procesad.Schweitzer 2030
Schweitzer 2030Procesador deComunicaciones
Schweitzer Relay (hasta 15)
Fig 4.6 Conexiones a PLCs Dispositivos de Protección.
Fuente Schneider Electric
Sistemas de Doble Engineering
Breaker & Transformadorequipamiento de monitoreo
- Instrumentación Bitronics
PowerPlex RTSpara chequeo de Sincronismo
Dispositivoscon conexióndirecta a MB+
Fig 4.7 Conexiones a PLC's Dispositivos de Monitoreo y sincronismo
Cuando existen varios equipos para anexar una red y faltan puntos de conexión
se aumenta un Bridge Mux siempre y cuando mantenga la misma línea de
conexión en este caso es una Red Modbus Plus, por lo cual los equipos deben
poseer comunicación Modbus Plus. Figura 4.8
107
Red Modbus
En este ejemplo estamosmostrando un relé SEPAM
\ BM85D008 BridgeMODBUS (JBUS)Hasta 4 puertas
RS232 to RS485
Múltiples Relés Separo 2000 enuna red Modbus RS485
Fig 4.8 Conexiones a PLC's de un equipo Modbus a
Una red Modbus por medio de un Bridge Mux
3.- AGREGAR INTERFASE DE OPERACIÓN LOCAL.
Una vez que se han integrado por medio de una red Modbus todos los equipos y
dispositivos de Control, Medida, Monitoreo existentes en una Subestación de
Distribución. Se procede a conectar una Interfase de Operación local que permite
realizar las siguientes operaciones, entre las principales se tienen:
- Monitoreo de Relés
- Set points de Relés
- Programación del PLC
- Panel de Alarmas
- Configuración SER
- Supervisión de la Subestación en-línea
108
4.-
PC se conecta directamente a Modbus PlusUsando la tarjeta de interface SA85
Fig. 4.9 Interface de Operación Local
AGREGAR INTERFASE PARA EL SCADA
Los interfases de Comunicación para el Control Remoto y Monitoreo se establece
en los niveles que deben ejecutar cada RTU's o Subestación Automatizada,
descritos en el SCADA los mismo que son:
- Enlace con el Centro de Control (COE - RTU's) Protocolo DNP 3.0
- Enlace con el Cenace por medio del Protocolo IEC 870-5 (COE-Cenace)
- Comunicación Ethernet
DNP3.0, IEC-870 or L&G 8979Gateway (cargable)
Ethernet MMS gatewaycon la opción ICCP
Modem DDDGDOODDD
Fig. 4.10 Interfase de SCADA conectada al PLC's.
7.- DEFINIR LA RED MODBUS
Para establecer el número de nodos de la red Modbus, se lo realiza físicamente
observando los dispositivos conectados al ramal central es así que para este caso
tenemos lo siguiente:
109
Por lo tanto se tiene 8 nodos de una red Modbus Plus con Par Trenzado.
Red MB +
Fig 4.11 Red Modbus Plus.
8.- SUBESTACIÓN COMPLETA AUTOMATIZADA
Se presenta el diagrama de una subestación Completa automatizada, con todos
sus elementos de Control, Medida y Protección. Este proceso se aplica a
cualquiera de las subestaciones del Sistema Eléctrico Ecuatoriano. Cabe indicar
que la arquitectura tiene que acomodarse a los equipos existentes en la
Subestación no se puede implementar una arquitectura general debido a los
costos. Se tiene que optimizar los equipos de protección y medida sin necesidad
de cambiarlos totalmente.
LA SUBESTACIÓN COMPLETAAUTOMATIZADA
DNP3.0orrEC870-5Gateway Cargable)
Mode
RedMB
COE - RTlTs Protocolo DNP3.0
Ethernet MMSgateway con laopción ICCP
Dispositivosdeconexión MB+
Relés coninterfase
.Otros dispositivos MB,incl. Power Meters
Fig.4.12 Subestación Completa Automatizada.
Fuente: Scheneider Electric
110
Con la automatización de última tecnología, de arquitectura modular, distribuida,
con un sistema inteligente de microprocesadores, se logra estar en capacidad de
realizar las siguientes funciones básicas:
- Recoger la información de los valores analógicos, pulsos, indicaciones de
estado y alarmas de los sistemas de potencia y comunicaciones
- Interactuar con los IED ( Intelligent Electronic Devices) mediante protocolos
de comunicaciones estándar
- Organizar y transmitir la información a la estación central del COE ubicada
en la Subestación Máchala Centro a través de los canales de
comunicación.
- Recibir los comandos enviados desde el COE y ejecutarlos sobre los
diferentes equipos de corte y Seccionamiento.
- Tener capacidad de autodiagnóstico de fallas, con indicación local, para
todos sus elementos.
- Capacidad de filtrado de estados intermedios y de valores medidos
- Registro secuencia! de eventos, con una resolución y estampado de tiempo
de 1 ms.
- Cálculo de la energía mediante el barrido de la potencia en el tiempo.
Las especificaciones y funciones descritas anteriormente de RTU's o
Subestaciones Automatizadas, se aplicará a cada una de las 14 subestaciones
que conforma la red de distribución radial de EMELORO.
4.3.9 ESPECIFICACIONES DEL SOFTWARE | 5 1
El sistema incluirá un conjunto completo de herramientas y ayudas para
programación. Los listados fuente (cuando se suministren) y todo los despliegues
y base de datos se mantendrán en la memoria masiva.
El Software básico a suministrarse debe ser de diseño modular e incluye el
sistema operativo, los compiladores de lenguajes de alto nivel, los
administradores de archivos, editores, el software para arranque e iniciación del
Sistema, el de comunicaciones con otros computadores, el de detección y
recuperación de fallas, así como el de diagnóstico y prueba.
El sistema debe disponer de software abierto que permita realizar las tareas de
generación y re configuración del sistema, para desarrollo de aplicaciones, etc.
Los programas serán de tipo estándar de fácil adquisición comercial.
4.3.9.1 SISTEMA OPERATIVO
El Sistema Operativo, para implementar las funciones básicas, deberá ser
independiente de la plataforma del hardware, apto para aplicaciones de tiempo
real, multiusuario y multitarea, orientado a redes, orientados a gráficos y a
despliegues normalizados y debe soportar herramientas de desarrollo de última
generación.
Para ello, el sistema operativo deberá cumplir con las definiciones OSF / 1 (Open
Software Foundation) así como con las especificaciones interfase de
programación ( Aplication Environment Especification OSF / AES)
El Sistema operativo para los servidores, preferentemente, podrá ser Windows
2000 o UNIX. El Sistema Operativo para las Consolas preferentemente será
Windows 2000.
Se deberá disponer de la capacidad de conectividad en y / o entre LANs. El
Sistema operará con los protocolos normalizados de la Familia TCP / IP. La
interconexión de las máquinas en red cumplirá con las IEEE 802.3 (Ethernet)
12
4.3.9.2 FUNCIONES BÁSICAS.
Diagnóstico
Tanto el diagnóstico en línea como eí de fuera de linea se suministrarán en todos
los equipos que conforman el Sistema.
Se suministra un programa de diagnóstico independientemente (stand-alone) para
cada uno de los procesadores que conforman el sistema.
Recuperación de Fallas de Computadores
Al menos los siguientes procedimientos de recuperación de fallas deben estar
disponibles: reconexión y reinicialización del programa o computador; rearranque
automático y manual del Sistema, supervisión continua entre computador primario
y de respaldo, con mensajes de chequeo ("hot stand by"), y transferencia
automática del computador primario al de respaldo.
Se debe almacenar los eventos de forma que, después de la ocurrencia de las
fallas debe ser posible analizar las causas.
Todas las indicaciones de estado y valores medidos deben ser actualizados en la
base de datos después de rearrancar el Sistema. No se deben perder archivos
como resultado de un rearranque o transferencia.
Enlace Computador - Computador
Para comunicaciones entre centros de control, el sistema debe tener la capacidad
de soportar el protocolo ICCP (IEC 870-6 Tase2). El software de comunicación
entre centros de control no es parte del alcance del suministro.
El COE deberá poder conectarse a otros computadores a través de Internet /
Intranet.
13
Rutina de Actualización de Tiempo.
Esta rutina ejecutará la tarea de ajuste del tiempo en el Sistema. Se realizarán
como mínimo las siguientes funciones:
- Se mantendrá un tiempo de ejecución programado correspondiente a
programas periódicos.
El reloj del procesador principal se sincronizará automáticamente al tiempo
estándar. Los relojes de los demás procesadores se sincronizarán con el
procesador principal, por medio de los mensajes enviados a través de la
LAN. El reloj se actualizará automáticamente al tiempo estándar en el
momento en que se produzca una falla general o un reinicio del sistema.
Soporte para el Software de Oficina.
El software tendrá todo lo necesario para que las estaciones de la red LAN de
EMELORO puedan acceder a los despliegues de visualización y consulta de
datos del HIS.
Modos del Sistema
La red de computadores debe permitir los siguientes tipos de operaciones:
Normal
Un servidor activo interactúa con el proceso y con un servidor pasivo de respaldo,
bajo la modalidad de "hot - standby", lo que implica un respaldo automático de
datos.
El tiempo de retraso entre la recepción de una nueva información en la línea
activa y la de respaldo no deberá exceder de 5 Segundos bajo condiciones de
alta demanda.
14
Prueba
Un servidor se declara en estado de prueba para poder probar las modificaciones
realizadas a los datos y programas. Cada computador puede arrancar en modo
de prueba individual, para poder correr pruebas antes de modificar los datos o
programas.
Respaldo del Servidor de Telecomunicaciones.
Las interfases con las RTU's deben ser redundantes, de tal forma que si falla un
módulo de un servidor de comunicaciones, la funcionalidad se transfiere al
módulo del otro servidor.
Changeover
El traspaso de funcionalidad de un servidor a otro puede realizarse en forma
manual o automática.
4.3.10 INTERFACE HOMBRE - MÁQUINA.
Debe ser amigable al usuario, completamente orientada a gráficos con funciones
estándar, operaciones en base a menús "pulí down", contextúales y diálogos para
operación interactiva. Deberá poder utilizar puntos de selección (poke points) para
cualquier selección de pantalla, dispositivo o tecla de función.
Debe de disponer de la funcionalidad flexible para el manejo de colores, marcas y
banderas, asociados a la funcionalidad de los elementos.
El sistema debe disponer de herramientas para definir las tablas y curvas de
tendencias, así como para mostrar datos históricos o futuros en los mismos
despliegues gráficos utilizados para el tiempo real.
15
Se deberá utilizar una plataforma normalizada, orientada a ventanas que facilite la
construcción de interfases gráficas a usuarios. Esta plataforma soportará entradas
y salidas de datos en un ambiente de ventanas múltiples.
Los programas del interíase hombre máquina deberán estar desarrollados con
técnicas orientadas a objetos. Con ef generador de despliegues interactivo y con
facilidades para la creación y edición de los mismos. Esta Herramienta debe
enlazarse al Sistema de Ingeniería de Datos.
4.3.10.1 APRECIACIÓN DE INTERACCIÓN CON EL USUARIO.
FORMAS DE SELECCIÓN DE DESPLIEGUES.
Las opciones de selección de despliegues deberán incluir la utilización de puntos/
teclas dinámicas de función, de puntos seleccionados por el cursor, el uso de
códigos de identificación.
Aspectos Operativos
El Interfase Hombre - Máquina (HIM) utilizará diálogos interactivos.
Un objeto controlable podrá ser seleccionado utilizando el cursor. Cuando se
utilice el teclado, debe poder manejar la característica de la función tabulador
("tab") para el desplazamiento sobre los puntos dinámicos de un diagrama
unificar.
Debe existir una ventana de datos para cada equipo, elemento definido en la base
de datos.
Si se realiza un intento de acción sobre un objeto seleccionado por otra consola,
se debe ignorar este intento y desplegar un mensaje de error. No se alterará o
interferirá un trabajo que esté en proceso desde otro puesto de trabajo.
Deberá poderse diferenciar los modos operativos, en base a colores y texto.
16
COLORKS
Puntos de Estados Telemedidos
En todos los despliegues gráficos unificares, cada estado de cada tipo de punto
de estado tele medido será representado por un símbolo y color diferente. El
Estado de un punto de alarma no se recomienda será representado mediante el
símbolo en centelleo.
En los despliegues de tablas y resúmenes de alarma, en los cuales las cadenas
de caracteres alfanuméricos representan los puntos y sus estados, el color
utilizado denotará ta prioridad de alarma del punto. Los colores iniciales para tos
niveles de prioridad serán los específicos por parte de EMELORO.
Puntos Analógicos Tele medidos
En todos los despliegues el color de las representaciones simbólicas y numéricas
de cada punto analógico tele medido y su descriptor de unidades, corresponderá
at estado del punto.
Dispositivos del Sistema.
Las convenciones de color se utilizarán para los estado de los dispositivos del
Sistema: registradores, consolas, canales de comunicaciones, procesadores, etc
Curvas di1 Tendencias
La representación y comparación de los datos debe poder ser realizada mediante
herramientas de gráficos: curvas, diagramas de barras, etc. La selección de los
datos a ser representados debe ser flexible y de fácil uso (Interface Gráfica). El
color de un determinado segmento debe reflejar de alarmas para esa variable.
17
Las curvas pueden ser graficadas asignando cualquier elemento de las bases de
datos con un tiempo de muestreo igual o mayor al de su disponibilidad en el
Sistema. Se deberá poder modificar diversos parámetros: selección de escala,
valores límite, tiempo de inicio y duración del muestreo, colores, precisión).
4.3.10.2 SEGURIDAD DE ACCESO,
Para incrementar la seguridad en la operación del Sistema, se deberán establecer
niveles de autoridad para las consolas. Todas las funciones y despliegues deben
poder ser utilizadas desde cualquier puesto de trabajo, de acuerdo a la autoridad
asignada.
Acceso de Usuarios.
Para cada caso de usuario se debe definir una palabra clave y una lista de
privilegios que son los que le permitirán realizar distintas operaciones.
Se deben poder gestionar tres tipos de accesos:
1. Permanente: El usuario queda identificado ante el Sistema y no pierde sus
privilegios hasta que explícitamente se desconecte.
2. Temporal: el usuario tiene acceso a las operaciones asociadas a su perfil
durante un cierto tiempo, transcurrido el cual el sistema se desconectará
automáticamente
3. Por actividad: el usuario será desconectado cuando transcurra un cierto
tiempo sin que realice ninguna actividad.
118
4.3.1 I MAINKJO DE EVENTOS Y ALARMAS DEL SISTEMA.
Un evento ocurre cuando un valor ha superado un límite, el valor ha retornado a
sus límites normales, se ha producido una modificación manual de los límites
establecidos, un cambio en el estado de un disyuntor o seccionador, la activación
de una señal de alarma, la ejecución de un comando, etc.
Las alarmas serán manejadas de tal forma que las condiciones de alarma
predefinidas serán (reportas sólo para aquellas consolas que necesitan de la
información. El manejo de alarmas serán soportadas, con niveles de prioridad.
Las alarmas y los eventos serán almacenados diariamente y archivados para una
referencia posterior. Las alarmas serán mostradas en un diagrama unificar con
despliegue en pantalla por medio de símbolos y/o cambios de color.
Acontecimientos Procesados como Alarmas,
Algunos acontecimientos o transiciones serán procesados como alarmas
incluyendo: un cambio no comandado de un punto de estado, violación de límites,
falla de un dispositivo del sistema SCADA o en comunicación.
Acontecimientos Procesados como Eventos.
Los acontecimientos procesados con eventos incluyen:
1. Cambios en los puntos de estado como resultado de los mandos del
Sistema.
2. Cambios en la configuración del Sistema como resultado de las acciones
de los operadores o el personal de servicio.
3. Cambios en la base de datos como resultado de las acciones de tos
usuarios del Sistema.
4. Deshabilitación y restauración de las alarmas audibles.
5. Cambios en la asignación del Modo de Operación o Área de
Responsabilidad realizada a las consolas y puntos.
6. Failovers y reinicio manuales.
7. Reconocimiento de alarmas.
8. Login / Logout de los operadores.
Superposición de Alarmas.
Si distintas alarmas sobre un mismo elemento se superponen, sólo se visualiza la
última alarma sobre dicho elemento. Podrá disponerse de una presentación
individualizada de las mismas.
Contenido de Mensajes
Cuando ocurra una falla o evento, se generará un mensaje apropiado. Los
mensajes incluirán los siguientes campos:
1. Fecha
2. Hora, con resolución de un segundo en la recepción de eventos o alarmas
en el centro de control y milisegundos para datos de eventos con
sincronización de tiempo.
3. Descripción de la localización: Nombre salida subestación , Alimentador,
etc.
4. Descripción del Punto
5. Una indicación concerniente a la naturaleza de a alarma o evento
El formato final de los mensajes y la solución de campo estarán sujetos a
aprobación de EMELORO.
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Grupos de Alarmas.
Se podrán definir al menos tres tipos de alarmas. Diferentes tonos de una señal
acústica podrán asignarse a cada uno de esos tipos de alarmas.
Registro, Despliegue y Clasificación de Eventos.
Los listados de eventos deben poder clasificarse según los grupos de alarmas o
diferentes criterios de búsqueda. Se debe disponer de un despliegue de los
eventos más recientes.
Los eventos del Sistema de Potencia deben poder ser clasificados y
seleccionados de tal forma que facilite al operador la toma de decisiones.
Manejo y Listado de Eventos y Alarmas.
Los objetos o valores medidos, en estado de alarma, deberán ser presentados en
los despliegues con una identificación definid. El cambio de color y la intermitencia
deberá mantenerse mientras la condición de alarma este presente.
Las indicaciones o textos de las alarmas deben ser borrados de los despliegues
cuando la alarma desaparece, siempre que la alarma haya sido reconocida por el
operador. El operador deberá poder remover manualmente una alarma del listado
correspondiente.
El operador podrá también bloquear las señales audibles y visuales de las
alarmas, lo que debe considerarse como un evento.
El manejo de eventos debe incluir funciones de retardos de tiempo y de bandas
muertas. Los eventos que incluyen alarmas deben estar almacenados e
identificados con el tiempo del reloj del Sistema
21
Las listas deben disponer de capacidad de búsqueda por diferentes criterios de
selección. Debe existir la posibilidad de obtener listados de eventos ordenados
por diferentes criterios: cronológico, por subestación estación, caracteres de
búsqueda, etc.
Deberá ser posible desarrollar despliegues especiales, como es el caso del listado
o conteo de puntos y subestaciones en las que se han presentado alarmas y que
no han sido reconocidas por el operador, así como las que han sido reconocidas
por el operador pero que se mantienen las fallas que las generaron.
Deshabilitaeión de las Alarmas.
La deshabilitación de alarmas bloqueará las alarmas individuales que estén
siendo Anunciadas. Sin embargo, los estados correctos del Punto inhibido
aparecerán en los despliegues de la subestación cuando los mismos sean
visibles.
Cuando una señal tiene inhibida la generación de alarmas, realiza todos los
tratamientos asociados a los datos adquiridos de campo, y por tanto su valor
queda actualizado en tiempo real en la base de datos.
Manejo de Alarmas de los Sistemas de Servicios Auxiliares.
Las alarmas de los diferentes servicios auxiliares deben tener los elementos
necesarios para la presentación correspondiente en el COE.
La alarmas de corriente alterna y continua de las subestaciones, deberán ingresar
al SCADA a través de las RTU's.
Estas alarmas se tratarán y procesarán de igual manera que los eventos que se
presentan en el sistema de potencia.
122
43.12 SISTEMA DE INFORMACIÓN HISTÓRICA (HIS)
Aspectos Generales
LA base de datos histórica tendrá información relativa del funcionamiento, tanto
del Sistema de Potencia como del COE, consiste de valores discretos, históricos
calculados o medidos.
Toda la información en tiempo real enviada por las unidades terminales remotas o
ingresadas manualmente por los operadores podrá archivarse en esta base de
datos, organizada de tal forma que pueda ser utilizada posteriormente en
Planificación, Análisis post-operatorio y Mantenimiento.
En forma periódica programable, o a solicitud del operado, debe poder guardarse
la información que permita reproducir las condiciones del Sistema en un instante
dado, con medidas analógicas, estados, y puntos calculados.
Recolección de Datos del HIS
En su función de recolección de datos, el HIS monitoreará la información entrante,
realizará cálculos con algunos de estos datos y archivará en la memoria masiva la
información entrante y la información asociada calculada. En general los datos
históricos estarán disponibles para las consolas del COE y para los usuarios
autorizados de la Red Corporativa de EMELORO y de sus sistemas externos de
computadoras.
Almacenamiento y Archivo de Datos del HIS
El almacenamiento de datos se lo podrá manejar en forma periódica, espontánea,
y bajo selección predefinida.
Los datos almacenados deberán incluir todos los códigos de calidad asociados
con cada punto.
123
Cuando una información exceda el periodo de retención será transferida a la
unidad de almacenamiento removible, como información archivada. Cualquier
información archivada estará disponible on line y podrá ser recuperada.
Acceso a PC""s
La capacidad de soporte de PC permitirá exportar datos históricos del HIS a un
PC de la Red Corporativa de EMELORO para desplegar la pantalla, reportes y/o
cálculos utilizando por ejemplo, un programa de hojas de cálculo.
También el soporte incluirá la visualización de despliegues mediante una interfaz
por Windows, la configuración de estas consolas estará destinada a labores de
supervisión.
Deberán ser implementados procedimientos apropiados de seguridad para
prevenir que un usuario externo con acceso no autorizado acceda al HIS y/o
sobre escriba la información.
4.3.13 SISTEMA DE COMUNICACIÓN RTITS - COE.
El Sistema de enlace entre 14 subestaciones y Centro de Control de EMELORO
ubicada en La Subestación Máchala debe ser lo más confiable. Del Mismo
depende en si el Control Remoto, Medición, Monitoreo del Sistema de Distribución
al implementar el Sistema SCADA.
4.3.13.1 TIPO DE ENLACE
En esta red de comunicación inalámbrica entre las Subestaciones vía Spread
Spectrun a 2.4 Ghz, para lo cual el enlace es directo siempre y cuando entre las
Subestaciones exista Linea de Vista, es decir no exista obstáculo entre ellas. Si
es así se tiene que implementar Repetidoras de Radio Enlace.
24
En este Sistema se observa que Máchala mantiene una línea de Vista con las
subestaciones de:
- Máchala Centro
- Los Pinos
- El Cambio
- La Peaña
- Santa Rosa
- Barbones
- Huaquillas
Para las demás Subestaciones como:
- Arenillas
Saracay
- Portovelo
- Balao
- Pagua
Para estas subestaciones al no existir línea de Vista es necesario una Repetidora
de Radio Enlace.
4.3.13.2 UBICACIÓN DE REPETIDORA DE RADIO ENLACE | 13]
El estudio de tener o no Línea de Vista se lo realizó en la Superintendencia de
Telecomunicaciones en el Departamento de Radio Difusión. En donde de
especifico el lugar de cada Subestación para poder establecer el enlace y se
observa si existe o no Línea de Vista, lo cual se indica en los /Anexos 4.4 el enlace
de Telecomunicación.
La ubicación de la repetidora se lo indica a continuación:
125
- Ubicación: Cerro Chilla
- Coordenadas : 79°35'58" W
- Altura: 3454m snm
Del cerro Chilla se establece el enlace al COE para las subestaciones en donde
no se obtenga línea de Vista adjuntada en el Anexo 4.4 Determinación de Línea
de Vista de la Superintendencia de Telecomunicaciones.
Con la ubicación de la repetidora y Subestaciones se obtiene la distancia entre las
misma de donde la mayor es de 67,08 km entre CERRO CHILLA - BALAO. Por lo
tanto el equipo de Comunicación debe cubrir esta distancia.
4.3.13.3 EQUIPO DE COMUNICACIÓN DE SUBESTACIONES. | 16|
El Equipo de Comunicación se estable principalmente en los Radio Modems
Inalámbricos, los mismo que se encuentran ubicados en cada subestación.
Para un caso general se establece las características del Modem de DATA LINC
que posee especificaciones requeridas, las mismas que se establece a
continuación:
Data Linc:SRM Radio Modems Inalámbricodes— chasis,modém 2.4 GHz banda y modém 902 MHz banda
126
SRM6000 Especificaciones
Frecuencia de Operación
- No necesita licencia 902-928 MHz (y 2.4-2.4385 GHz para SRM6100)
TRANSMISOR
Rango clasificado.
- 60 kilómetros con lino de vista y usando las antenas provistas con elmódem (Capacidad de largo alcance con antenas externas y mas conrepetidoras).
Rango instalado.
- 70 kilómetros con lino de vista y usando las antenas provistas con eimódem (Capacidad de largo alcance con antenas externas y mas conrepetidoras).
Energía de Salida.
- 1 watt máximo (10 pasos programables de 100 mw a 1 watt) (+30 dBm)
Modulación,
- Spread Spectrum, GFSK, 144 Kbps-188 Kbps
Código de dispersión.
- Frequency Hopping
Patrón de saltos.
- 15 (selecciones para el usuario)
Anchura de banda ocupada.
- 230 KHz
RECEPTOR
Sensitividad.
- 108 dBm @ 10"6rawBER
I27
Selectivo.
- 40 dB @ fe +-230 KHz;60dB@fc+ -46KHz
Sistema de ganancia.
- 135dB
RF TRANSMISIÓN DE DATOS
Detector de error.
- 32 bit CRC con retransmición de paquetes de información
Substitución de datos cifrados.
- Llave dinámica
Enlace de Rendimiento.
- 144Kbps
Interfase
- RS232, syncronic, 10 o 11 bit palabrasOpción de AE-422 (AE Auto Enable es compatible con RS422) y RS485
Rendimiento de Datos
- 1200 Baud -115.2 Kbaud; rendimiento medido asumiendo que el 75% dela frecuencia esta disponible
Conectar
- RS232, 9-pin hembra D-subAntena
• - Rosca estándar SMA hembraProvisto con antenaOpción de antenas externas omnis y yagis (en inglés)
ENERGÍA
Abastecimiento de Voltaje.
- 10.5a 18.0 VDC;12 VDC transformador. Opcional de 24 VDC
28
Transmisión de Corriente
- 650ma @ 12 VDC @ 1 watt
Recepción de Corriente.
- 100ma@ 12 VDC
Modos de Operación
- Punto a punto, punto a múltiples-puntos, guardado y retransmisión dedatos
Medio Ambiente de Operación
- Temperatura. -40°C a +75°C (-40°F a +167°F)Humedad. O a 95% humedad no condensada
ANFXO
Standard s
NEMA 1; 18 calibre del metal, con pestañas para montajeNEMA 4 disponible
Formatos.
Disponible para ranuras de Alien Bradley, GE Fanuc y SchneiderPLCs y Soft PLC
Diagnósticos
- LEDs Energía, RF Link, RF Entrada, RF Salida, LAN Entrada,- LAN Salida, LAN Link, LAN colisión
Data Puerto Serial.
- Muestra fuerza de la señal, RF, ruido,- interrupción de transmisión, monitoreo de la red. Software de 2 supervisión
diagnóstico disponible.
Cabe indicar que en nuestro país exige licencia para la comunicación Spread
Spectrum, a diferencia de otros de la zona como EEUU, Venezuela, Argentina,
etc. Donde esta comunicación es libre
29
CAPITULO V
ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO
5.1 INTRODUCCIÓN.
El Análisis Técnico Económico se constituye en la parte de mayor importancia de
de un Proyecto, al determinar, justificar si es o no Factible la implementación del
mismo.
La justificación para implementar un Sistema SCADA en la Empresa de
Distribución de EMELORO esta en evaluar las ventajas que se obtiene por
desarrollar este proyecto en la parte Económica representada en el ahorro a la
Empresa y en la parte Técnica en el mejoramiento de la Calidad de Servicio que
presta al consumidor Final.
5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA.
La Evaluación Económica del proyecto es a través de los siguientes Métodos;
> La relación Beneficio / Costo.
> Tasa Interna de Retorno (TIR)
> Recuperación de Capital
5.2.1 RELACIÓN BENEFICIO COSTO.
Este método cuantifica todos los Beneficios obtenidos por implementar el proyecto
que son:
- El mejorar la Calidad de servicio, el mismo que se establece en los
siguientes parámetros: Calidad de Producto, Calidad de Servicio Técnico y
Calidad del Servicio Comercial.
• La minimización de pago por conceptos de penalizaciones debido a las
interrupciones dadas en el Sistema Eléctrico Distribución de Emeloro.
La disminución considerable de gastos de Operación y Mantenimiento
realizado por la empresa en las Subestaciones de Distribución.
Así mismo se Cuantifica los costos por la implementación del Proyecto, los que se
considera a continuación:
- Costos por implementación del Sistema: Hardware para
Subestaciones, Software, Sistema de Comunicación.
- Costos por implementación del Centro de Control COE.
Una vez evaluado los parámetros de Beneficio y Costo se establece la presente
Relación:
Beneficio^— - >1Costo
De donde si la relación es mayor que uno es factible la implementación del
proyecto, a mayor valor mayor será la ventaja de este Proyecto.
Para calcular los índices económicos que permitan evaluar los beneficios que se
obtienen por este proyecto se lo realiza mediante tres criterios de reducción de
pérdidas por la implementación de Sistema SCADA en Sistemas eléctricos de
Potencia.
. INECEL adopta un techo del 50% [14]
• Los autores Cegrell-Dallfors, establecen beneficios entre el 20% y 50% de
ahorro al implementar SCADA en SEP.[15 ]
• Centro de Control de Generación Paute también se establecen Beneficios
de reducción de Salidas Forzadas de unidades entre el 25 % y 50% del
Total.
Para aplicar el porcentaje de beneficio debido a la implementación de Sistema
SCADA, se considera el menor valor de los anteriores que es del 20%
considerado para el cálculo del estudio Técnico Económico.
5.2.1.1 BENEFICIOS POR CALIDAD DE SERVICIO
En nuestro País la calidad de Servicio se determina a través de los índices de
Calidad como son el TTIK y el FMIK definidos en capitulo 1, los mismo que son
evaluados por las Empresa Eléctricas. De donde se obtiene la energía no
suministrada debido a interrupciones.
Con los datos obtenidos de los índices de calidad del año 2002. Se establece la
energía no suministrada determinada a continuación.
Mes
ene-02feb-02mar-02abr-02may-02jun-02jul-02~~1ago-02sep-02oct-02_,nov-02d¡c-02
FMIK(# de veces)
Retí (¡loba!
3,483,14
,_ 3,334,12
r 2,50j1J25,3^0V
I 1.771,471,960,911,20
AlimentadorPromedio
3,783,17
|_ 4,10i 4,71
2,932,504,562,771,68
lilLi•To?1,16
TTIK (horas)Red
Cilobal
i 1,852,032,631,531,240,572,550,630,661,520,651,10
Alimentado!-Promedio
1,80
2,793,792,281,451,302,581,721,712,880,5410,99
Total de Energía No Suministrada Kwh
ENS-(Kwh)
56.203,065.733,082.896,149.818,038.280,714.522,1
l_ 79.703,418.031,218.059,3
T 45.833,114.993,729.006,7
513.080,36
labia 5.l.I;.ncrgía no suministrada debido a interrupciones
Fuente: HMKl.ORO - O epa tía me tito de Planificación.
32
Beneficio por Penali/ación de Interrupciones.
Para cuantificar el valor de Energía no Suministrada se tomara el costo de 1 USD
por Kwh determinado en el Capitulo 1 en compensaciones para la Sub etapa 1
Costo por Penalizacion de Energía no Suministrada de EMELOROsin SCADA
Energía no Suministrada en Kwh
Tarifa Global de Energía no Suministrada USD/ Kwh
Total USD
573080.36
1
513080.36
Tabla 5.2. Cosío de Bnergía no Suministrada Sin SCADA
5.2.1.2 BENEFICIO POR OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Son los valores que desembolsa EMELORO por Concepto de Operación y
Mantenimiento y Gastos administrativos. Para lo cual se establece valores con y
sin implementación del Sistema SCADA
Valor de Operación y Mantenimiento sin SCADA.
La Empresa Eléctrica de EMELORO en la actualidad por este concepto los
siguientes egresos detallados a continuación:
> Gastos por Operación: 3 Operadores por Subestación los mismos que se
encargan de reportar cualquier imprevisto, además de realizar el registro
de mediciones de Voltaje y Corriente.
A continuación se establece el Valor Total Anual sin implementar el Sistema
SCADA. Cabe indicar que solo se toma 13 Subestaciones en de las 14 del
sistema total debido que la S/E la Avanzada es de enlace a 69 kv.
133
Mantenimiento y
Egreso
Operación de S/E por : 3Operadores
Operación de S
Costo Mensualpor S/E
540
/E sin SCADA
Costo Anualpor S/E
6480
Costo AnualTotal de 13 S/E
84240
Tabla 5.3. Detalle de Gaslos de Mantenimiento y Operación sin SCADA
Valor de Operación y Mantenimiento con SCADA.
Al implementar el Sistema SCADA, las ventajas de la automatización son
evaluadas en primer lugar en la Operación y Mantenimiento de la red de
Distribución. Al disminuir los gastos por la reducción de personal y establecer un
nuevo grupo de trabajo para todo el Sistema.
El nuevo grupo a cargo de la operación y Mantenimiento es el siguiente:
> Gastos de Operación: 3 Operadores y 2 Ingenieros Eléctricos
Por lo tanto los nuevos egresos anuales por Operación y Mantenimiento con la
implementación de Sistema SCADA son:
Mantenimiento y Operación de S/E con SCADA
Egreso
3 Operadores para el COE
2 Ingenieros
Total
CostoMensual
540
1200
Costo Anual
6480
1440020880
' l abia 5.4. Detalle de Gastos de Mantenimiento y Operación con SC'ADA
34
El Beneficio se establece en la reducción de gastos establecido por la diferencia
de Operación y Mantenimiento con SCADA y Sin SCADA, detallado a
continuación.
Beneficio de SCADA en la Operación y Mantenimiento Anual
Operación y Mantenimiento sin SCADA
Operación y Mantenimiento con SCADA
Beneficio en dólares Anual
84240
20880
63360
Tabla 5.5. Detalle de Gastos de Mantenimiento y Operación con SCADA
5.2.1.3 VALOR PRESENTE DE LOS BENEFICIOS
Todos los beneficios, deben ser traídos a valor presente mediante la siguiente
fórmula:
VP- VA* - \ - -~-J
De donde:
VP = valor presente
VA = valor anual
n = vida útil del proyecto, para este caso se estima de 10 años
i = tasa de descuento, se la tomara en base a las tazas que activa que
Establece el banco central, el mismo que es del 12%.
En las siguientes tablas, se presenta los valores anuales de los Beneficios con su
respectivo Valor Presente determinados con la formula anterior:
35
Valor Presente de Energíano Suministrada :
Penalizaciones CONELEC
Factor deBeneficio
20%
Valor deKwh.
Energía noSuministrada
(Kwh.)
513080.36
Anualidad
102616.072
ValorPresente
695.764,43
Tabla 5.6 Valor Presente de Energía no Suministrada
Rubro
Operación y Mantenimiento
Factor deBeneficio
20
Valor Nominaldel Beneficio
63360
Valor Estimadode Beneficio
12672
ValorPresente
77863,95
Tabla 5.7 Valor Presente por Operación y Mantenimiento
Valor Presente Total de Beneficios
Beneficio
Penalizaciones CONELEC
Operación y Mantenimiento
Total
Valor
695.764,43
77.863,95773.628,382
5.2.1.4
Tabla 5.7 Valor Presente Total de Beneficios
COSÍOS
Es el valor de la inversión inicial o Total para la ejecución de un proyecto, el
mismo que esta valorado en equipo, mano obra, etc
5.2.1.5 COSTO DE EQUIPO DK SUBESTACIONES: [3|,[ 4 |
El costo de Equipos que comprende el SCADA para esta empresa, se lo
representa en el siguiente Tabla 5.8, cuyo valor de tos IDE'S de la casa
SCHENEIDER ELECTIC, ABB. Esto en la parte hardware en la parte de Software
se tiene el micro SCADA de ABB y el Génesis de General Electric, cuyos precios
son referenciales.
Automatización Primera etapaSubestación La Peaña (1)
DescripciónControl v Protección de posición de linca I3.8 Kv
Control y Protección de Transformador IO/I2.5 MVA,
69/P X Kv v_proiección de barra de 1 3.8 Kv
Control \ Protección de posición de línea 69 Kv
RTU concentrador con protocolo DNP 3.0 a nivel de bahía
Radio transmisor receptor, antena, cables y accesorios de
conexión
TipoDPU 2000R
TPU 2000 R
DPU 2ÜOOR
Scoul
Motorola
Cantidad3
I
3
I
I
Costo Unitario.S6.500.00
$7.200,00
$6.500.00
$4.200,00
$1.200,00
Costo Total$19.500,00
$7.200,00
$19.500.00
$4.200.00
$1.200,00
SubestacióDescripción
Control y Protección de posición de línea 13.8 Kv
Control y Protección de posición de línea 69 Kv
Control y Protección de Transformadores 10 MVA, 69/13.8
Kv
Control y Protección tic posición de linea 69 Kv
Feeder Terminal
lius de libra óptica, acopladores y eonversores(kit)
Cableado para control y señaliy.ación(kit)
n El CambioTipoSPAJ 140C
DPU 2000R
SPAD342C
DPU 2000R
SPAC117
SPTM 1 12
Cantidadjt1
7
1
5
6
1
Costo Unitario$4.500,00
$6.500,00
$6.300.00
$6.500,00
$4.500.00
$380,00
$400.00
Costo Total$13.500.00
$6.500,00
$12.600,00
$6.500,00
$22.500.00
$2.280.00
5400,00
Subestación MáchalaDescripción
Control y Prolección de posición de linea 13.8 Kv
Control \n de posición de linea 69 Kv
Conlrol y Protección de Transformadores 10 MVA, 69/13.8
Kv
Bus de libra óptica, acopladores y conversores(kil)
Cableado para control y señali/ación(kil)
Tipo _DPU 2000R
DPU 2000R
TIHi 2000 R
SPTM 112
Cantidad41
26
_ 1
Costo Unitario$6.500,00
""" Sí). 500,00"
S6.300.00$380,00$400,00
Costo Total$26.000.00
$6.500.00
$12.600,00
$2.280,00
$400,00
Subestación Máchala CentroDescripción
Control y Protección de posición de linea 69 Kv
Conlrol y Protección de Transformadores 10 MVA, 69/13.8
Kv
Control y Protección de posición de linea 69 Kv
RTU concentrador con prolocolo DNP 3.0 a nivel de bahía
Bus de libra óptica, acopladores y conversores(kit)
Cableado para control y señalí/ación|kit)
Tipo ^DPU2000R j
TPU 2000R
DPU 2000R
Scoul
SPTM 112
Cantidad9
1
1
1
6
1
Costo Unitario.S6.500.00
$7.200,00
.SO. 500.00
$4.200,00
$380,00
$400,00
Costo Total$13.000.00
$7.200.00
.S6.500.00
$4.200.00
$2.280.00
$400.00
SubestacióDescripción
Control v Protección tic posición de línea 69 Kv
Control y Protección de Transformadores 20 MVA, 69/1 3. H
Kv
Conlrol v Protección de posición de línea 69 Kv
RTU concentrador con protocolo DNP 3.0 a nivel de bahía
Bus de libra óptica, acopladores y conversores(kit)
Cableado para control v señali/ación(kit)
TOTAL DE PRIMERA ETAPA
n Los PinosTipoDPU 2000R
'TPU 2000R
DPU 2000R
ScoutSPTM 112
Cantidads
i 11161
Costo Unitario$6.500.00
$7.200,00
$6.500,00
$4.200,00
$380,00
$400,00
Costo Total$32.500.00
$7.200,00
$6.500,00
$4.200,00
$2.280,00
$400,00
$250.320,00'Tabla 5.7: Cosío de Hquipo para implemenlaeión sistema SCADA primera etapa que corresponde
Subestaciones de: l.a Peaña, Hl Cambio, Máchala, Los pinos y Máchala Centro.a la.s
37
Automatización Segunda etapa
Descripción
Control y Protección de AlimentadoresControl y Protección de TransformadoresAccesorios de Instalación: Rack,infraestructuraIntegrador PLC's ModicomMODEM
Tipo
DPU 2000RTPU 2000 R
Cantidad
r 2612
888
Costo Unitario
65007200
10001500
100Total
CostoTotal169.000
l 86.400
8.000I 12.000
u_ 80°276.200
I abla 5.8: Costo de hquipo para implementación sistema SCADA en las demás S/R de la Segunda Etapa:que corresponde a Subestaciones: Arenillas, Huaquil las , Portovelo. Avanzada, Saraeay, Santa Rosa,
Barbones, Payua, Balao.
5.2.1.6 EQUIPOS PARA EL CENTRO OPERACIONES DE EMELORO (COE)
El costo para la implementación del COE se detalla en la siguiente Tabla 5.9.
IMPLEMENTACIÓN CENTROL DE OPERACIONES DE EMELORO
EQUIPO
Software
PC Servidores Scada. Con capacidad de Reserva
PC de Respaldo de los Servidores Scada
PC ¿ara estación de Ingeniería y mantenimiento
PC de monitoreo
Impresoras láser HP 1200N
PC portátil Toshiba
UPS Para cada PC
Red LAN redundante en el COE
Muebles
Infraestructura y adecuación
CANTIDAD
2
2
2
1
2
1
7
1
1
1
CostoUnitario
1
1.500
1.500
1.500
i 1 .500
.__5_00
1.700
150
2.000
2.000
5.000
TOTAL DE EQUIPOS USD
CostoTotal
50.000
3.000
3.000
3.000
1.500
1.000
1.700
1.050
2.000
2.000
5.000
73250Tabla 5.9 Costo de Kquipos del COE.
Al cuantificar los Beneficios y Costos para la implementación del proyecto se
procede a determinar la relación B/C.
RELACIÓN BENEFICIO / COSTOBeneficio USDCosto USDB/C
773628.38599.770
1.289
De donde se observa que B/C > 1. Por lo tanto se concluye que implementación
del Sistema es Viable.
38
5.2.2 TASA I N I ERNA DE RETORNO (T1R).
La Tasa interna de Retorno de una inversión, es la tasa de interés producida por
un proyecto de inversión con pagos e ingresos que ocurren en periodos regulares
dentro de un tiempo determinado, además de interpretar los flujos de caja
anualmente. Para este caso se ha tomado un tiempo de 10 años como se observa
en el siguiente Gráfico
Ingreso115.288,07
Ingreso115288.07
anos
Inversión Inicial599.770
Gráfico 5.10: Diagrama de Flujos de Kgresos e Ingresos para la implemcntación de Sistema SCADA.
Una vez determinado los valores de inversión y los beneficios anuales del
proyecto se procede a calcular el TIR por medio de la ecuación de valor presente
demostrada en el punto 5.2.1.1. De donde el valor es:
TIR = 14.068%
Con lo cual el proyecto es viable al obtener TIR > 12% que es la tasa activa
considerada.
39
5.2.3 PERIODO DE RECUPERACIÓN DE CAPITAL
Para determinar el período de recuperación de capital, se cuantifica el valor de la
inversión inicial total del proyecto, es decir los costos de implementación del
sistema SCADA. Como también los beneficios totales obtenidos por el proyecto,
con lo cual mediante la siguiente relación se determina el tiempo.
RC =B
De donde:
RC: Período de recuperación de capital
Co: Inversión inicial
B¡: Beneficios totales (valores en valor presente)
Los mismos que ya se determinaron en la relación Beneficio Costo y son:
Co = 549770 USD
Bi = 1282318.307 USD
Aplicando la relación se obtiene: RC = 0.428731 años
Por lo tanto realizando los tres métodos de evaluación de Proyecto, se determina
que el ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA IMPLEMENTAR UN SISTEMA
SCADA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA DE EMELORO es
totalmente viable.
40
CAPITULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES
• Del análisis Económico realizado por los tres métodos: Relación Costo -
Beneficio, TIR y Recuperación de Capital resulta que el proyecto es
Rentable.
• El avance Tecnológico en Sistema de Automatización acoplada al
Mercado Eléctrico Mayorista Ecuatoriano es !a operación integrada de los
Centros de Control del CENACE, los Agentes del MEM y
TRANSELECTRIC, esto se logrará mediante una coordinación conjunta
durante las fases de diseño e implementación de los Sistemas GMS, EMS
yDMS.
• La Mejora de Calidad de Servicio reflejada en los índices y a su vez
evaluada en la Energía no Suministrada por Interrupciones, es
considerable con la implementación del Sistema SCADA al reducir los
tiempos de reposición de fallas del Sistema de Distribución de Emeloro.
• Es necesario la conformación de los Centros de Operación - Control
(adquisición de sistemas SCADA), para la óptima operación en tiempo real
del sistema nacional interconectado y de las interconexiones
internacionales
• La Empresa Eléctrica Emeloro S.A sufre elevadas pérdidas de energía en
su Sistema de Distribución, producidas principalmente por las
interrupciones, además del tiempo que demora en reponer el Servicio
Eléctrico producto de las mismas.
142
La Operación del Sistema de Distribución y la Administración Comercial de
Emeloro S.A, requieren de una información oportuna, confiable, completa
en tiempo real de los sucesos que ocurren, lo que se obtiene con la
implementación de estos Sistemas.
Del levantamiento del Equipo de Subestaciones se establece las
Especificaciones de los Aparatos que va a controlar, medir, monitorear,
adquirir datos. Se observa que cada subestación es un caso diferente y no
hay una generalización de Instrumentos, por lo tanto el Equipo a Incorporar
a cada S/E para la implementación de este Proyecto deberá acoplarse
primero con los máximos beneficios de los Equipos ya existentes como:
Disyuntores, Seccionadores, reconectadores, relés, equipo de Medida y no
necesariamente exigir el cambio total, claro esta siempre y cuando exista
esta posibilidad, y de ahí establecer el funcionamiento conjunto al SCADA.
No se puede establecer una arquitectura general de automatización para
Subestaciones, debido a la variedad de equipos.
El actual escenario regulatorio impone la necesidad de una rápida mejora
en la Calidad de Servicio para todas las Empresas Distribuidoras que
funcionan en el esquema de Regulación del CONELEC. Para cumplir con
esta premisa resulta imperativo ta implementación rápida y efectiva de
Sistema SCADA en todos los agentes del MEM el cual permite la detección
y reposición rápida de fallas producidas, minimizando las interrupciones de
servicio.
El Sistema SCADA, constituye un aporte básico a la Operación para un
Sistema de Distribución de Energía Eléctrica, para las tareas de
programación operativa, operación y supervisión en tiempo real. Lo que
permite operar de una manera segura, rápida y confiable.
43
La contabilidad del Sistema de comunicaciones dentro de un SCADA, es
muy importante, pues de estos depende la transferencia correcta de la
información y de las acciones de control, evitando mensajes o acciones
erróneas.
Este Sistema se establece como un Soporte Técnico al poseer información
estadística, presenta los parámetros eléctricos al momento de ocurrir fallas,
lo que permite estudios postfalla y análisis de estabilidad, con lo cual se
establece como una herramienta en la Planificación del Sistema de
Distribución de Emeloro S.A.
Entre los Beneficios Cuantificables y no cuantificables se tiene los
siguientes:
• Reducción de los Costos de Operación, Mantenimiento y
Administrativos
• Mejor facturación debido al eficiente sistema de medición
• Poseer datos confiables para las tareas de Ingeniería
• Determinación confiable de la pérdidas
• Tiempo menor de reposición de Servicio
• Poder establecer sistemas alternos de interconexión de
circuitos rápidos al disponer toda la red de distribución
visualizada, controlada, en tiempo real a través de un Centro
de Control
Con el SCADA se posee Control y supervisión de los parámetros eléctricos
a la salida de líneas de sub transmisión y alimentadores primarios. Además
del estado de los disyuntores de líneas, transformadores de Potencia y
alimentadores primarios
144
• Se obtiene una base de datos para manejar la información de los
parámetros eléctricos, a manera que permita el análisis del
comportamiento de la carga y la toma de acciones adecuadas de
planificación a corto, mediano y largo plazo de los sistemas de Transmisión
y Distribución.
RECOMENDACIONES
• Se debe considerar beneficio relativamente no muy especulativas de
eficiencia, debido que la implementación tiene un proceso de Prueba a fin
de la implementación completa sobrepasar las expectativas dadas
• El levantamiento de la red debe considerar minuciosamente el estado de
los equipos de protección, control, comunicación que posee las
subestaciones, de donde se determina funcionalidad al incorporase el
Sistema SCADA
• Las unidades Remotas deben tener una configuración modular, para
facilitar la expansión al añadir funciones según el crecimiento del Sistema
• El Proceso de automatización con el Sistema SCADA debe mantener una
visión de "Sistema Abierto", de tal forma de generar un proceso de
integración con los demás sistemas que posee la empresa como los
Sistemas de Facturación y demás sistema de pequeños de gestión
Técnica.
• Se recomienda que los equipos a adquirir cumplan con normas técnicas
internacionales, además de brindar facilidad de Expansión.
45
11. www.opcfQundation.org
12. Sistema SCADA, Normas IEC - 870 -5
13. www.geindustrial.com
14. SUPERINTENDENCIA DE TELECOMUNICACIONES, Departamento
de Radio Difusión,
15. INECEL ECUADOR, "Proyecto sistema de supervisión y control SSC
para el SNI, Quito Agosto 1987
16. CEGRELL T, DAHLFORS F," 125 computarized Power System Contra
Centres and Experience Base Future" , Internacional Conference on
Large High Voltaje Electric System, August Sept 1984
17. www.data-linc.com. Equipos de Radio Enlace para Sistemas SCADA
18. EMPRESA ELÉCTRICA EMELORO, Diagramas Unificares
Actualizados, Datos de Subestaciones, Reportes, Equipos Existentes
2002 -2003
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y Supervisión.
147
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Ortiz. www. schneider-electric.com
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McDonald de la IEEE. Y libro ELECTRIC POWER SUBSTATIONS
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Universidad de Cuenca.
7. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Departamento de
Automatización y Control Industrial, Interfases de Comunicación. Dr.
Luis Corrales
8. Estaciones de Transformación y Distribución. Protección de
Sistemas Eléctricos .Enciclopedia CEAC de Electricidad, ediciones
CEAC S.A Barcelona - España
9. Cenace. Interrelaciones de Centros de Control y Operación del SNI.
10. www.controles.com
146
ANEXOS:
3.1 Diagrama Unifílar de Emeloro S.A.
3.2 Unifílar del COE Primera Etapa
3.3 Enlace del COE Primera Etapa
3.4 Diagrama Unifílar de S/E la Peaña
3.5 Diagrama Unifílar de S/E Los Pinos
3.6 Diagrama Unifílar de S/E Máchala
3.7 Diagrama Unifílar de S/E la Máchala Centro
3.8 Diagrama Unifílar de S/E el Cambio
148
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PROTECCIÓN DIFERENCIAL
H.V L.V
I V 12
R
Protección Diferencial.- Protege al Transformador de Potencia.
Los ajustes para el relé diferencial ( 87 ) del DPU 2000 R son:
S Protección Principal:
Se ajusta en Porcentaje los errores en los TC's de Alta y Baja Tensión, error delrelé. Los cuales son:
• Error de TC de Alta Tensión (5%)• Error de TC de Baja Tensión (5%)• Error del relé
Total de Ajuste: 5 + 5 + 2 - 1 2 %
Corrección Primaria : Para un Tranformador de 12.5 MVA de 69 / 13.8 kV serealiza la siguiente protección:
Hy~-(13.8)(V3)
Ajuste:
1L.- Relación Primaria del TC's
Relación Primaria de TC: 300 / 5
n _ 104.67 A ~ 300
¡2 522
-0.35
-0.52II 1000
Ajuste para Bloqueo de 2do y 5to ArmÓTiico 35 %
PROTECCIÓN DE SOBRE CARGA
Esta Protección de sobre carga se coordinada en los Alimentadores de una
Subestación definida por la acción de los Relés de Sobre Corriente, la misma
que se establece de la siguiente manera.
51: Es la Protección de Sobre Carga Temporizada
51- P: Protección de Sobre Carga de Fase
Acción depende de la curva, cuyo limite esta dado por:
Carga Máxima +20%
51-N: Protección de Sobre Comente Temporizada Neutro ( Curva)
Esta calibrada por:
(51-P) *30%
50: Es la Protección de Sobre Carga Instantánea
50-P: Protección de Sobre Carga Instantánea de Fase
Su acción esta ajustada a la Corriente de Falla
50-N: Protección de Sobre Carga Instantánea de Neutro
Su acción esta ajustada a la Máxima Corriente de Falla a Tierra
ANEXOS:
• 4.2 Hslado de los Equipos de Señales de Control y Estado de lasS/E Primera Etapa
1. SUBESTACIÓN LA PEAÑA
Nombre
Alimentador Barbones
Al i mentad or el Cambio
Alimetador Santa Rosa
Transformador
Alimentador de Transformador
Alimentador Malecón
Alimentador el Carmen
Alimentador Pasaje
Servicios Auxiliares
EQUIPO
69 kV
Disyuntor
Seccionador de Linea
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Seccionador de Linea
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Seccionador de Linea
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
G.I.S69RV
Cuchilla de Puesta a Tierra
13,8kV
Disyuntor
Seccionador de Transformador
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Disyuntor
Disyuntor
Banco de Baterías
C,A
TOTAL DE SEÑALES
SEÑALEntrada
ACACACAC
ACACACAC
ACACACAC
ACAC
ACACACAC
ACACAC
SiNoSiNo
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CONTROLSalida
AC
AC
AC
ACAC
AC
ACACAC
18
Anexo 4,2 Estado de lo Equipos Subestación La Peaña
1. Sl'BHSTACIÓN EL CAMBIO
Nombre
Allmentador Máchala
Allmentador Transformador 1
Alfmentador Transformador 2
Allmentador de Transformador 1
Alimentador de Transformador 2
Allmentador de Transformador 3
Allmentador 13,8 kV
Allmentador Santa Rosa
Alimentador el Cambio Tillas
Allmentador Expreso 1
Servicios Auxiliares
EQUIPO
69 kV
Disyuntor
Seccionador de Linea
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Seccionador de Transformador 1
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Seccionador de Transformador 2
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
13,8 kV
Disyuntor
Seccionador de Transformador 1
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Seccionador de Transformador 1
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Seccionador de Transformador 1
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Disyuntor
Disyuntor
Disyuntor
Banco de Baterías
C.A
TOTAL DE SEÑALES
SEÑALEntrad*
ACACACAC
ACACACA
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ACACACAC
ACACACAC
ACACACAC
ACACACAC
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SiNoSiNo
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CONTROLSalida
A
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AC
AC
AC
AC
ACACACAC
20
Anexo 4.2 Estado de los Equipos Subestación El Cambio
3. SUBESTACIÓN MÁCHALA
Nombre
Alimentado* Máchala Centro
Alimentador los Pinos
Alimetador Transformador 1
Alimetador Transformador 2
Alimentador de Transformador 1
Alimentador de Transformador 2
Alimentador Emproro
Alimentador Madero Vargas
Alimentador Unioro
Servicios Auxiliares
EQUIPO
69 kV
Disyuntor
Seccionador de Linea
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Seccionador de Linea
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Seccionador de Transformador 1
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Seccionador de Transformador 2
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
13,8 kV
Disyuntor
Seccionador de Transformador 1
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Seccionador de Transformador 2
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
Disyuntor
Disyuntor
Disyuntor
Banco de Baterías
C.A
TOTAL DE SEÑALES
SEÑAL CONTROLEntrada Salida
A AC CACACAC
A AC CACACAC
A AC CACACAC
A AC CACACAC
A AC CACACAC
A AC CACACAC
A AC CA AC CA AC CSiNoSiNo
58 18
Anexo 4,2 Estado de los Equipos Subestación Máchala
4. SUBESTACIÓN MÁCHALA CENTRO
Nombre
Transformador
Al i menta do r de Transformador
Alimentador Bolívar
Alimentador Arízaga
Al ¡montador Sucre
Alimentador Boyaca
Servicios Auxiliares
EQUIPO
69 kV
G.I.S69KV
Cuchilla de Puesta a Tierra
13,8 kV
Disyuntor
Disyuntor
Disyuntor
Disyuntor
Disyuntor
Banco de Baterías
C.A
TOTAL DE SEÑALES
SEÑALEntrada
ACAC
AC
AC
AC
AC
AC
SiNoSiNo
18
CONTROLSalida
ACAC
AC
AC
AC
AC
AC
14
Anexo 4.2 Estado de los Equipos Subestación Máchala Centro
5 . SUBESTACIÓN LOS PINOS
Nombre
Alimentador Transformador
Alimentador de Transformador
Alimentador Barrio Sur
Alimentador Ceteoro
Alimentador Autoridad Portuaria
Alimentador Puerto Bolívar
Alimentador 18 de Oct.
Servicios Auxiliares
EQUIPO
69 kV
Disyuntor
Seccionador de Transformador
Seccionador de Barra
Seccionador de By pass
13,8kV
Disyuntor
Disyuntor
Disyuntor
Disyuntor
Disyuntor
Disyuntor
Banco de Baterías
C.A
TOTAL DE SEÑALES
SEÑALEntrada
ACACACA
AC
AC
AC
AC
AC
AC
SiNoSiNo
24
CONTROLSalida
AC
AC
AC
AC
AC
AC
AC
14
Anexo 4.2 Estado de los Equipos Subestación Los Pinos
• *
EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL EL ORO S.A. SniKMATHÍ DIAfiHAM FOli (¡(J KV KKKDKIii-:i, CAMH10 AT LA PKA^A Sl'HSTATlON
EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL EL ORO S.A.DUCHAN A - h'KSALES UK SALIDAS Dt COVriíOI. DKI. DIM '¿ODU R
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