curso sistemas control comunicaciones 2011 parte1

7/17/2019 Curso Sistemas Control Comunicaciones 2011 Parte1

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Sistemas de Control y ComunicacionesSistemas de Control y Comunicacionesen Sistemas Elen Sistemas Elééctricos de Potenciactricos de Potencia

Rodolfo Pellizzoni

Curso de Post Grado 2011Curso de Post Grado 2011

MODULO VMODULO V



________________________________________________________________________________________________________________________ Sistemas de Control y Comunicaciones en Sistemas Eléctricos de Potencia Rodolfo Pellizzoni 2011 2

Objetivos Objetivos

•• Visi Visi ó ó n general de los Sistemas de Control y de Comunicaciones n general de los Sistemas de Control y de Comunicaciones

utilizados actualmente en Sistemas El utilizados actualmente en Sistemas El é é ctricos de Potencia ctricos de Potencia

•• Tendencias en Sistemas de Comunicaciones para Sistemas El Tendencias en Sistemas de Comunicaciones para Sistemas El é é ctricos de ctricos de

Potencia Potencia

•• Sistema de Operaci Sistema de Operaci ó ó n en Tiempo Real (SOTR) n en Tiempo Real (SOTR)

•• Requerimientos, Indisponibilidad, C Requerimientos, Indisponibilidad, C á á lculo de Indisponibilidad lculo de Indisponibilidad

•• Sistema de Comunicaciones (SCOM) Sistema de Comunicaciones (SCOM)

•• Visi Visi ó ó n particular de los Sistemas de Control y Comunicaciones n particular de los Sistemas de Control y Comunicaciones

utilizados en Empresas El utilizados en Empresas El

é é

ctricas ctricas

•• An An á á lisis de diversas tecnolog lisis de diversas tecnolog í í a y medios f a y medios f í í sicos utilizados en Sistemassicos utilizados en Sistemas

de Comunicaciones como soporte de Sistemas de Telecontrol de Comunicaciones como soporte de Sistemas de Telecontrol




Objetivos Objetivos

•• An An á á lisis de diversas tecnolog lisis de diversas tecnolog í í as, configuraciones y topolog as, configuraciones y topolog í í as utilizadas as utilizadas

en Automatizaci en Automatizaci ó ó n de Estaciones Transformadoras n de Estaciones Transformadoras

•• Normativa internacional aplicable a Sistemas de Control y Siste Normativa internacional aplicable a Sistemas de Control y Siste mas de mas de

ComunicacionesComunicaciones

•• Estado actual y tendencias en el campo de Sistemas de Control y Estado actual y tendencias en el campo de Sistemas de Control y

Comunicaciones Comunicaciones




Sistema El Sistema El é é ctrico de Potencia ctrico de Potencia

•• Generación

• Transmisi Transmisi ó ó n n

• Distribución

Sistemas de Comunicaciones Sistemas de Comunicaciones

Sistemas de ControlSistemas de Control

TelecontrolTelecontrol

Control LocalControl Local(Automatización)

Operaci Operaci ó ó n n

Mantenimiento Mantenimiento

Teleprotecci Teleprotecci ó ó n n

Intranet Intranet




EL TRANSPORTEEL TRANSPORTE

Estructura del Mercado: Estructura del Mercado:

GeneraciGeneracióónn MEMMEM

DistribuciDistribucióónn

GrandesGrandesUsuariosUsuarios

VINCULACION FISICA = TRANSPORTETRANSPORTE

ADMINISTRACION = CAMMESACAMMESA

APLICACIÓN DE LA REGULACION = ENREENRE




SOTR SOTR (Sistema de Operaci (Sistema de Operaci ó ó n en Tiempo Real) n en Tiempo Real)

Sistema de TelecontrolSistema de Telecontrol -- SCADASCADA




Secretaría de Energía

Resolución 332/94

“Sistema de Operación en Tiempo Real (SOTR)”

Objetivo: brindar al Organismo Encargado del Despacho (OED) los medios físicosnecesarios para llevar a cabo la coordinación de la operación en tiempo real del MERCADOELECTRICO MAYORISTA (MEM)

Los agentes del MEM (Generadores, Transportistas en Alta Tensión, Transportistaspor Distribución Troncal, Distribuidores) responsables del suministro de información parael SOTR asumirán las penalizaciones máximas indicadas en la Res. 332/94 por elincumplimiento de la disponibilidad de los datos requerida en el ANEXO I

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) es el encargado de la determinación

de las sanciones que, hasta los valores máximos establecidos, corresponde aplicar en cadacaso de incumplimiento de la indisponibilidad de datos requerida




ALCANCE DE ESTA NORMA

La operación técnica y económica del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA(MEMMEM) requiere que su administrador, el OEDOED cuente con toda la información

en tiempo real necesaria para esta función.

Para ello es necesario contar con los medios informáticos y de comunicacionesque vinculen el Centro de Control de Operaciones del MEM (COCCOC) con losCentros de Control de Operaciones de los agentes cuyas instalaciones

pertenecen al MEM, los que genéricamente se denominarán Centros de ControlEmpresarios (CCECCE).

SISTEMA DE OPERACISISTEMA DE OPERACIÓÓN EN TIEMPO REALN EN TIEMPO REAL

(SOTR)(SOTR)




SOTRSOTR

GeneraciGeneracióónn

MEMMEM

DistribuciDistribucióónn

OEDOED

COCCOC

CCECCE

CCECCETransporteTransporteCCECCE




El OED dispone en su Centro de ControlCentro de Control (COCCOC) de un equipamiento quepermite:

• Vinculación en tiempo real con los equipamientos de los Centros deControl para el intercambio de datos

• Procesamiento de los datos recibidos y a transmitir para cumplir las

funciones que le son propias

• Puesta a disposición a los agentes del MEM de la información delSistema de Transporte en su área de influencia

• Puesta a disposición a los agentes y a los Organismos de Control dereportes que permitan conocer el funcionamiento y desempeño del MEMy de cada agente, tanto en condiciones normales y de emergencia

Responsabilidad del OEDResponsabilidad del OED




Responsabilidad de los AgentesResponsabilidad de los Agentes

• Contar con enlaces de datos bidireccionales con el Centro de Controldel OED (COC) (ENLACES DE DATOS CON EL OEDENLACES DE DATOS CON EL OED)

• El mismo vínculo debe ser apto para el envío de información en sentidoinverso (órdenes, planes de operación, novedades, etc.) desde el OEDa los agentes, cuando lo requiera la operación del sistema

• Los agentes deben estar en condiciones de suministrar información mediante

enlaces de datos en tiempo real al Centro de Control de la Empresa que debaasumir la operación de un área por delegación del OED(ENLACES DE DATOS SECUNDARIOSENLACES DE DATOS SECUNDARIOS)

• Los Centros de Control que tengan asignadas tales funciones, se denominan

Centros de Control de AreaCentros de Control de Area (CCACCA)

(SACME, EDELAP, Transener, Transba, EPEC, EPE Santa Fe, Distro Cuyo,Transnoa, COTDT Comahue, Transpa)




Estructura del Sistema de OperaciEstructura del Sistema de Operacióón en Tiempo Realn en Tiempo Real

(SOTR)(SOTR)

• Centro de Control de Operaciones del MEM (COC) a cargo del OED

• Centro de Control de Operaciones del Sistema de Transporte deEnergía Eléctrica en Alta Tensión (COT) a cargo de Transener S.A.Transener S.A.

• Centros de Control de los Sistemas de Transporte por DistribuciónTroncal (COTDT)

• Centros de Control de Operaciones de los Distribuidores (COD)

Transba S.A.Transba S.A.




ESTRUCTURA DEL SISTEMA DE OPERACION EN TIEMPO REALESTRUCTURA DEL SISTEMA DE OPERACION EN TIEMPO REAL

La operación del MEM, cuya coordinación estará a cargo del OED, se realizará a través delos Centros de Control de Operaciones:

• CENTRO DE CONTROL DE OPERACIONES DEL MEM (COCCOC), el queestará a cargo del OED

• CENTRO DE CONTROL DE OPERACIONES DEL SISTEMA DETRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA EN ALTA TENSION (COTCOT), acargo de la COMPAÑIA DE TRANSPORTE DE ENERGIA EN ALTATENSION TRANSENER SOCIEDAD ANONIMA (TRANSENER SA)

• CENTROS DE CONTROL DE OPERACIONES DE LOS SISTEMAS DETRANSPORTE POR DISTRIBUCION TRONCAL (COTDTCOTDT)

• CENTROS DE CONTROL DE OPERACIONES DE LOSDISTRIBUIDORES (CODCOD)Los distribuidores participan del SOTR, en la medida que presten servicio de transporte ageneradores y a otros distribuidores que utilicen sus redes para su vinculación con el MEM.




COCCOCCAMMESA

Pérez, (Santa Fe)

COTCOTTransener S.A.

Pérez, (Santa Fe)

COTDTCOTDTTransba S.A.E.T. Ezeiza

CODCODCOTDTCOTDT… …

CORCORBahBahí í a Blancaa Blanca

CORCORTandilTandil

CORCORBragadoBragado

CORCORSan NicolSan Nicolááss

…E.T. E.T.E.T.E.T.E.T. E.T.… …




CAMMESACAMMESA(Creada por Art. 35 - Ley 24.065)

Funciones:

Despacho técnico y económico del SADI.

Maximizando la seguridad del sistema y la calidad del servicio. Minimizando los precios mayoristas del mercado Spot

Supervisar el funcionamiento del mercado a término

Efectuar las transacciones económicas y de administración de cuentas

Evaluar técnicamente las solicitudes de acceso al SADI

Dictar procedimientos técnicos.




Sistema de Comunicaciones (SCOM)Sistema de Comunicaciones (SCOM)

• Enlace de Datos con el OED• Enlace de Datos Secundarios (Agente – CCA)




Los equipamientos de los agentes afectados a

ENLACES DE DATOS CON EL OEDENLACES DE DATOS CON EL OED

ENLACES SECUNDARIOSENLACES SECUNDARIOS

deben asegurar una DisponibilidadDisponibilidad de la Información en el COC yen los CCA, respectivamente, del 99,5%99,5% medida en tiempo,incluyéndose en su cómputo los canales de comunicación

La evaluación se realiza cada mes

Disponibilidad de los EnlacesDisponibilidad de los Enlaces




S.O.T.R. - Indisponibilidad

Sistema de OperaciSistema de Operacióón en Tiempo Real (SOTR)n en Tiempo Real (SOTR)

• Indisponibilidad Anual Móvil Máxima: 43:48:0043:48:00 Horas

• Promedio Mensual: 03:39:0003:39:00 Horas

Sistema de Comunicaciones para la OperaciSistema de Comunicaciones para la Operacióónndel MEM (SCOM)del MEM (SCOM)

• Disponibilidad: 99.5%




Proyecto de Sistemas de Telecontrol: Requerimientos de performanceIEC 60870-4 - Disponibilidad

IEC 60870IEC 60870 -- 44Performance de Sistemas de TelecontrolPerformance de Sistemas de Telecontrol





Disponibilidad: de una unidad de un sistema caracteriza su habilidad

para realizar su función requerida en cualquier momento dado

La disponibilidad es un valor probabilístico que concierne la operación enun dado instante, en contraste con la confiabilidad que concierne laoperación sobre un período dado




Tiempo en servicioA = . 100%

Tiempo en servicio + Tiempo fuera de servicio

Proyecto de Sistemas de Telecontrol: Requerimientos de performanceIEC 60870-4 – Disponibilidad - Cálculo

La disponibilidad de una unidad del sistema global, expresada como “A”,puede ser calculada utilizando la ecuación:

La disponibilidad de sistemas de telecontrol ya en operación, debe sercalculada utilizando esta ecuación, sobre la base de estadísticasobtenidas de registros de operación y mantenimiento

Los registros deben cubrir un período de tiempo no inferior a 6 meses para sistemas, y 12meses para equipamiento, comenzando luego de transcurrido el período de fallastempranas (mortalidad infantil )




Proyecto de Sistemas de Telecontrol: Requerimientos de performanceIEC 60870-4 – Disponibilidad - Cálculo

Para análisis de diseño de hardware y para predicción de disponibilidadde subconjuntos y unidades de un sistema, se debe utilizar la ecuación

siguiente, empleando MTBF y MTTR

MTBF

Ap = . 100%

(MTBF + MTTR)

Ap: disponibilidad estimada





Para equipamiento aún no instalado se debe utilizar la ecuación anterior

para calcular la disponibilidad prevista en el sistema global así como enlos principales componentes del sistema, tales como equipamiento de laestación maestra y equipamiento de la estación telecontrolada, etc., ydispositivos periféricos de las computadoras.

Los resultados calculados deben ser verificados contra la performanceen el campo una vez que el equipo ha estado operativo por el tiemporequerido para excluir fallas tempranas (fallas infantiles).




Evolución Fallas - Mortalidad Infantil




IEC 60870-4 – Clases de Disponibilidad

Clases de Disponibilidad Disponibilidad

A ≥ 99.00%

A ≥ 99.75%

A ≥ 99.95%

A1

A2

A3

Referencia: IEC 60870 - 4




IEC 60870-4 - Confiabilidad

Confiabilidad: se define como una medida de un equipo o sistema pararealizar las funciones pretendidas bajo condiciones especificadas por unperíodo de tiempo especificado. Es un valor probabilístico basado en

información de fallas y duración de tiempo de operación.

La confiabilidad de un sistema de telecontrol, se expresa por el “tiempomedio entre fallas” en horas (MTBF), y puede ser calculada de los

valores de confiabilidad de los componentes individuales del sistema.

La confiabilidad de un sistema, depende de:

• la confiabilidad del equipamiento y del software

• la configuración del sistema




IEC 60870-4 – Clases de Confiabilidad

Las clases de confiabilidad dadas en la tabla, se refieren a laconfiabilidad global del sistema

Clases de Confiabilidad MTBF

MTBF ≥ 2.000 h

MTBF ≥ 4.000 h

MTBF ≥ 8.760 h

R1

R2

R3

Referencia: IEC 60870-4




IEC 60870-4 - Mantenibilidad

Mantenibilidad: es la habilidad de un sistema o equipo, bajocondiciones dadas de uso, luego de la detección de una falla, de ser

reparado a funcionamiento normal y ser mantenido durante el trabajonormal de operación

La mantenibilidad aún cuando es influenciada por la respectivaorganización de mantenimiento, es mayormente dependiente del

service y del layout del equipo conjuntamente con las facilidades dediagnóstico provistas




IEC 60870-4 - Mantenibilidad

La Mantenibilidad se expresa por el “tiempo medio de restauración”en horas (MTTR), que está dado por la suma de los siguientescomponentes:

tiempo de administración: el intervalo de tiempo entre ladetección de una falla y la notificación al servicio demantenimiento

tiempo de transporte: el intervalo de tiempo entre lanotificación al servicio de mantenimiento y la llegada del personalde mantenimiento conjuntamente con el equipamiento necesario

tiempo medio de reparación (MRT): el tiempo medio requeridopor personal entrenado de mantenimiento en sitio, equipado conrepuestos y el equipamiento de testeo recomendado, paradiagnosticar y rectificar la falla, incluyendo la verificación del equipo




IEC 60870-4 – Clases de Mantenibilidad

Clases de Mantenibilidad MTTR

MTTR ≤ 36 h

MTTR ≤ 24 h

MTTR ≤ 12 h

MTTR ≤ 6 h

M1

M2

M3

M4





IEC 60870-4 – Clases de Tiempo de Reparación

Clases de Tiempo de Reparación MRT

MRT ≤ 24 h

MRT ≤ 12 h

MRT ≤ 6 h

MRT ≤ 1 h

RT1

RT2

RT3

RT4





IEC 60870-4 - Seguridad

Seguridad: la seguridad de un sistema de telecontrol puede ser definida

como su habilidad de evitar colocar el sistema controlado en unasituación potencialmente peligrosa o inestable

Se relaciona con las consecuencias de fallas que surgen demalfuncionamiento del equipamiento de telecontrol, errores deinformación no detectados así como perdidas de información




IEC 60870-4 – Clases de Integridad de Datos

Las siguientes clases de integridad de datos se aplican a la información

transferida desde una fuente a su destino, y se refieren a:

• la probabilidad de falsificación no detectada de información, y

• la probabilidad de pérdida de información no detectada

Clases de Integridad de DatosProbabilidad residual

de error de información

IE ≤ 10-6

IE ≤ 10-10

IE ≤ 10-14

I1

I2

I3





IEC 60870-4 – Parámetros temporales

Los parámetros temporales a los cuales se hace referencia sonaquellos vinculados con la performance de sistemas de telecontrol,conjuntamente con la transferencia y procesamiento de la información

En el campo del telecontrol, los parámetros temporales más crucialesinvolucran el tiempo necesario para transferir información desde la fuenteal destino. Se designa como tiempo de transferencia total, y se definecomo:

El intervalo de tiempo que la información es demorada luego que seproduce el evento real en la estación transmisora y hasta supresentación en la estación receptora.




IEC 60870-4 – Parámetros temporales

En un sentido general, el tiempo de transferencia totaltiempo de transferencia total está dado por lasuma de los tiempos tomados por la información para pasar a través delas secciones individuales del sistema de telecontrol. Refleja nosolamente la performance del equipamiento, sino que es influenciado por

factores tales como:

la configuración de la red de datos el método de transmisión del telecontrol

el ancho de banda de la línea de transmisión las funciones de pre-procesamiento en la estación emisora las funciones de pre-procesamiento en la estación receptora el nivel de ruido en la línea de transmisión la acumulación de eventos en un dado período de tiempo las facilidades de prioridades del protocolo de transmisión de datos




Disponibilidad de los Enlaces de DATOSDisponibilidad de los Enlaces de DATOS

Los equipamientos de los agentes afectados a los ENLACES DEDATOS CON EL OED, deberán asegurar una disponibilidad de lainformación en el COC (CAMMESA) del 99,5 % medida en tiempo,

incluyendo en su cómputo los canales de comunicación.La evaluación se realiza cada mes.




InformaciInformacióón que integra el enlaces de datos con el OEDn que integra el enlaces de datos con el OED

El conjunto de datos se deberá ajustar a las características particulares

de cada instalación.Las mediciones del sistema eléctrico deberán contemplar un nivel deredundancia que permita verificar la certidumbre mediante estimadoresde estado y configurar una base de datos consistente para el

funcionamiento de los programas de aplicación.




TRANSPORTETRANSPORTEVALORES DE MEDICIONVALORES DE MEDICION

a) En las salidas de líneas y en las salidas a transformadores (lado demayor tensión):

En tensiones mayores a 132 kV : I, V, P, Q

b) En barras de 132 kV. o menores Vc) En secundarios y terciarios de transformadores P, Q, V

d) Compensadores sincrónicos y estáticos Q, V

e) Acoplamientos de barras If) En interconexiones internacionales P, Q, V




ESTADOS DE ELEMENTOS DE MANIOBRAESTADOS DE ELEMENTOS DE MANIOBRA

a) Posición (conectado-desconectado) de InterruptoresInterruptores y

SeccionadoresSeccionadores de:• Líneas

• Transformadores

• Reactores• Capacitores

• Compensadores Sincrónicos

• Acoplamientos de Barras




ALARMASALARMAS

Los equipos de los cuales se requiere contar con información sobre laactuación de elementos de protección son:

• Líneas

• Interruptores

• Transformadores

• Capacitores y Reactores

• Compensadores Sincrónicos y Estáticos}

• Alarmas de Servicios Auxiliares y Generales de la Estación




GENERADORESGENERADORES

VALORES DE MEDICIONVALORES DE MEDICION

• Frecuencia en barras de generación

• Potencia activa bruta por generador. (Para las unidades turbo vaporse requerirá adicionalmente la potencia activa neta. De no disponersede alguna de estas mediciones, se requerirá el consumo de los

servicios auxiliares y de central, a fin de obtenerla por cálculo).• Potencia activa consumida en el caso de centrales de bombeo.

• Potencia reactiva consumida/entregada.

• Posición de los conmutadores de relación de transformación si setrata como valor de medición.

• Tensión en el lado de mayor tensión del transformador de bloque.

• Cotas de embalses en el caso de Centrales Hidráulicas.






ESTADO DE ELEMENTOS DE MANIOBRAESTADO DE ELEMENTOS DE MANIOBRA

• Interruptores y Seccionadores que determinan el estado de conexión delos generadores y alimentaciones principales de los sistemas de

servicios auxiliares.

• Posición de los conmutadores de relación de transformación si se tratancomo estados.

ALARMASALARMAS

Las alarmas, dependiendo del tipo de central, se agruparán de maneraque los operadores del Centro de Control del OED puedan identificar elorigen e importancia de un problema.

El agrupamiento se realizará de manera que permita identificar con elmínimo número de alarmas, el grado en que una falla afecta ladisponibilidad de una central o grupo generador.





INFORMACION PARA LA PLANIFICACION Y CONTROL DE LA OPERACIINFORMACION PARA LA PLANIFICACION Y CONTROL DE LA OPERACIÓÓNN

Las centrales generadoras proporcionarán a través de los enlaces entiempo real la siguiente información:

• Novedades de las instalaciones (por ejemplo limitaciones de equipos,cambios de combustibles, etc.).

• Caudales de aportes, turbinados y vertidos (información diaria).

• Reserva de energía en embalses (información diaria).

• Porcentaje de quemado de combustible por unidad (informaciónhoraria).




DISTRIBUIDORESDISTRIBUIDORES

La información que cada Distribuidor deberá suministrar al OED poraquellos equipamientos por intermedio de los cuales preste servicios de

función técnica de transporte de energía eléctrica a Generadores yotros Distribuidores será la misma que la correspondiente a cualquierotro equipamiento del sistema de transporte.

El OED podrá solicitar el envío de toda otra información no descriptaespecíficamente en los puntos anteriores, que sea necesaria en el COCpara la operación del MEM.

Características de los Datos Requeridos





VALORES DE MEDICIONVALORES DE MEDICIONLa transmisión al OED se hará en forma cíclica, con un ciclo de 10seg., dicha información no tendrá una antigüedad mayor a 20 seg.

CLASE DE MEDICIONCLASE DE MEDICIONEn el siguiente cuadro se establecen los requerimientos mínimos declase de los equipos que intervienen en la captación de valores de

Medición

CODIFICACIONCODIFICACION

El error de codificación de las mediciones analógicas en digitales nodeberá ser mayor del 0,1%






INSTALACION

Redes de 220 kV ó más

Redes de 132 kV ó menos

Grupos de 20 MW ó más

Grupos de menos de 20MW

TI TV Transd.P

Transd.Q, I

Transd.V

0.5

0.5

0.5

1.0

0.5

0.5

0.5

1.0

0.5

0.5

0.5

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

0.5

1.0

0.5

1.0






D20A

TV

TI

…

TDX V TDX I TDX P TDX Q

…

…Bornera

Módulo de

Entradas Analógicas

(AI)

Campo Salida LAT

…

CaracterCaracteríísticas de los Datos Requeridossticas de los Datos Requeridos




CaracterCaracterí í sticas de los Datos Requeridossticas de los Datos Requeridos

ESTADO DE ELEMENTOS DE MANIOBRAESTADO DE ELEMENTOS DE MANIOBRA

El estado de cada elemento de maniobra, Seccionadores e Interruptores,se transmitirá cada vez que cambie, en el ciclo inmediato siguiente a la

ocurrencia. Asimismo se deberán transmitir a pedido del OED.La posición de los conmutadores de relación de transformación se podrásuministrar tanto al ocurrir un cambio como en forma cíclica como losvalores de medición.

SECUENCIACION TEMPORALSECUENCIACION TEMPORAL

La información deberá ser incorporada al ENLACE CON EL OED con su

tiempo real de ocurrencia, vale decir que deberán ser transmitida con lahora verdadera en la que ocurrió el evento.

Se admite un error de 5 milisegundos en más o en menos




PENALIZACIONESPENALIZACIONES

El OED y los CCA deberán disponer los medios necesarios paradeterminar la disponibilidad de los ENLACES DE DATOS CON EL OEDy de los ENLACES DE DATOS SECUNDARIOS respectivamente.

Cuando detecten incumplimiento por parte de alguno de los agentes, yasea en la disponibilidaddisponibilidad o en la calidad de la informacicalidad de la informacióónn, locomunicarán al ENRE, acompañando toda la información técnicanecesaria para la determinación de las sanciones que pudieran

corresponder




METODOLOGIA PARA LA MEDICION DE LA DISPONIBILIDADMETODOLOGIA PARA LA MEDICION DE LA DISPONIBILIDADEN EL SOTREN EL SOTR

El COC evaluará la disponibilidad de los ENLACES DE DATOS CON ELOED

La indisponibilidad de cada enlace se evaluará mensualmentemensualmente, sobre unperperííodo de observaciodo de observacióón anualn anual, el que comprenderá el mes en que se realizala evaluación y los once precedentes. Se la cuantificará en horas de"INDISPONIBILIDAD ANUAL MOVIL (IAMINDISPONIBILIDAD ANUAL MOVIL (IAM))"

Los agentes responsables de los enlaces de datos, con el OED osecundarios, que excedan una IAMIAM del 0,5 %0,5 % de las horas del año (43,8 hs43,8 hs),serán pasibles de sanciones.

TIPOS DE INDISPONIBILIDADTIPOS DE INDISPONIBILIDAD





Se definen los siguientes tipos y/o causas de indisponibilidad:

ENLACE CORTADOENLACE CORTADOSe pierde el vínculo con el CCE, computándose como tiempo deindisponibilidad todo lo que dure esta situación por causa imputable al CCE.

El COC, y aquellos CCA que empleen un procedimiento en el que lescorresponda la iniciativa para restablecer el enlace, deberán intentarlo cada2 minutos o menos.





PERDIDA PARCIAL DE INFORMACION.PERDIDA PARCIAL DE INFORMACION.

La indisponibilidad se cuantificará en proporción a la cantidad de información

indisponible por alguna de las siguientes causas:

PPéérdida de una Unidad Remotardida de una Unidad Remota (UR). No se recibe ningún dato de unaUR, ya sea por indisponibilidad de la UR o de su vínculo con el CCE.

InformaciInformacióón no actualizadan no actualizada. Se reciben valores sin actualizar, sin que sehaya producido la pérdida de la UR a la que pertenece.

InformaciInformacióón incorrectan incorrecta. Información que se recibe actualizada pero que sedetermina como incorrecta por medio de un programa de validación (Por

ejemplo Estimador de Estado). Los estados se considerarán incorrectoscuando no sean congruentes con el estado del sistema eléctrico y lasmediciones cuando el valor recibido se aparte del estimado en un 50 % dela cota de error admitida para la respectiva cadena de medición.

CALCULO DE LA INDISPONIBILIDADCALCULO DE LA INDISPONIBILIDAD




CALCULO DE LA INDISPONIBILIDADCALCULO DE LA INDISPONIBILIDAD

A cada tipo de información se asigna un valor en Unidades de Información(UI):

1 medición (U, I, P, Q, F) o energía 1 UI

4 estados bipolares sin hora 1 UI

8 alarmas sin hora 1 UI

1 estado o alarma con indicación de hora 1 UI

1 posición de conmutador de transformador 1 UI

1 novedad, etc (Norma SOTR, 5.15 y 5.2.5) 5 UI




Se define el Volumen de informaciVolumen de informacióón pactadon pactado, de una UR o de

un CCE, a la cantidad de unidades de información que sumantodos los datos que se pueden transmitir desde la UR o desdeel CCE

Se evaluarán los siguientes tiempos:

Tc Tiempo en horas correspondiente a la condición de enlacecortado

Tr Pérdida parcial de información por indisponibilidad de una URdel CCE. Computable mientras no esté dada la condición de enlacecortado.

Tr = TUR * VUR/VI

TUR = Tiempo en horas durante el que la UR estuvo indisponible

VIUR = Volumen de información pactada de la UR

VI = Volumen de información pactado del CCE




El tiempo de indisponibilidad en un mes (IM), de un enlace con unCCE, es la suma del tiempo total de enlace cortado (Tc) y de todos los

tiempos calculados para indisponibilidades de remotas (Tr), datos noactualizados (Ta) y datos incorrectos (Ti)




Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)

Establece la metodología de cálculo de las penalizaciones por

incumplimientos de la disponibilidad de datos requerida para el Sistema deOperación en Tiempo Real (SOTR)




•• Operaci Operaci ó ó n n

•• Mantenimiento Mantenimiento

Sistema El Sistema El é é ctrico de Potencia ctrico de Potencia

Comunicaciones Comunicaciones

Control Control

Telecontrol (SCADA) Telecontrol (SCADA)

Control Local (Automatizaci Control Local (Automatizaci ó ó n) n)




Sistemas de Control

Sistemas de Telecontrol - SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)

Sistemas de Automatización de Subestación(SAS)




Sistemas de Telecontrol - SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)

IEC 60870 (International Electrotechnical Commission)

Sistemas de Automatización de Subestación (Substation Automation System - SAS)

IEC 61850




Sistemas de Telecontrol – SCADA

SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition)

SCADA-GMS (SCADA – Generation Management System)

SCADASCADA- - EMS EMS (SCADA(SCADA – – Energy Management System) Energy Management System) (Estimador de Estado, Flujo de Carga, Cálculo de Contingencias, etc)

SCADA-DMS (SCADA – Distribution Management System)(Atención Reclamos, Sistemas de Información Geográfica (GIS), etc)

Sistema de TelecontrolSistema de Telecontrol




•• ArquitecturaArquitectura

•• Estructura Estructura (Subsistemas) (Subsistemas)

•• CentralizadaCentralizada

•• Adquisici Adquisici ó ó n de Datos y Comunicacionesn de Datos y Comunicaciones

Sistema de Telecontrol Sistema de Telecontrol

Jer Jer á á rquica rquica

•• HombreHombre – – M M á á quina (HMI) quina (HMI)

•• C C ó ó mputo (Hardware) mputo (Hardware)

•• SoftwareSoftware

Arquitectura Centralizada Arquitectura Centralizada




Sistema de Comunicaciones Sistema de Comunicaciones

Centro de ControlCentro de Control

(Nacional) (Nacional)

q

……

EstacionesEstaciones

Telecontroladas Telecontroladas EstacionesEstacionesTelecontroladas Telecontroladas EstacionesEstaciones

Telecontroladas Telecontroladas EstacionesEstacionesTelecontroladas Telecontroladas


Telecontroladas Telecontroladas EstacionesEstaciones



Telecontroladas Telecontroladas


Telecontroladas Telecontroladas EstacionesEstacionesTelecontroladas Telecontroladas EstacionesEstaciones

Telecontroladas Telecontroladas EstacionesEstacionesTelecontroladas Telecontroladas

……

I n

f o r m a c

i

I n

f o r m a c i ó ó

n n I n f o r m a c

i

I n f o r m a c

i ó ó n n

I n f o r m a

c i

I n f o r m a

c i ó ó n n

Arquitectura Jer Arquitectura Jer á á rquica rquica






Centro de ControlCentro de Control

(Nacional) (Nacional)

Centro de Control 1Centro de Control 1

(Provincial(Provincial – – Empresario) Empresario)

Centro de Control n Centro de Control n

(Provincial(Provincial – – Empresario) Empresario)

Centro de Control 2 Centro de Control 2

(Provincial(Provincial – – Empresario) Empresario) ……











EstacionesEstacionesTelecontroladas Telecontroladas EstacionesEstaciones




I nf or m a ci

I nf or m a ci ó ó nn

I nf or m a ci

I nf or m a ci ó ó nn

……

…… ……




TI

Interruptor

Seccionador de barra

Seccionador de P.A.T.

Barra A

Barra B

Seccionador de Línea

TV

Estado de Aparatos de Maniobra Estado de Aparatos de Maniobra

Alarmas Alarmas

Mediciones Mediciones

Datos adquiridos en la E.T.Datos adquiridos en la E.T.

Comandos Comandos

Comandos emitidosComandos emitidos

en el C.C. o en la E.T.en el C.C. o en la E.T.




TI

Interruptor

Seccionador de barra

Seccionador de P.A.T.

Barra A

Barra B

Seccionador de Línea

TV

Estado de Aparatos de Maniobra Estado de Aparatos de Maniobra

Alarmas Alarmas Mediciones Mediciones

Comandos Comandos

RTURTU

Planilla Cableado RTU Planilla Cableado RTU




TelecontrolTelecontrol - - Informaci Informaci ó ó n n




Estados de aparatos de maniobra:Estados de aparatos de maniobra:•• Interruptores (abierto/cerrado) Interruptores (abierto/cerrado)

•• Seccionadores (abierto/cerrado) Seccionadores (abierto/cerrado)

•• Transformadores (Posici Transformadores (Posici ó ó n Taps)n Taps) – – RBC (Autom RBC (Autom á á tico/Manual) tico/Manual)

Alarmas: Alarmas: •• Tensi Tensi ó ó n auxiliar (110 VCC) n auxiliar (110 VCC)

•• Aparatos de maniobra Aparatos de maniobra

•• Protecciones (arranque, disparo, escal Protecciones (arranque, disparo, escal ó ó n (Z), tiempo (In (Z), tiempo (I > > ) )

Mediciones: Mediciones: •• Tensi Tensi ó ó n n

•• Corriente Corriente

•• P P

•• Q Q

•• F F

Comandos Comandos Aparatos de maniobra (abrir/cerrar) Aparatos de maniobra (abrir/cerrar)

Transformadores RAT Transformadores RAT - - RBC (Subir/Bajar Taps) RBC (Subir/Bajar Taps)

Sistemas de Telecontrol: Estructura típica




ESTACION CONTROLADORA ESTACION CONTROLADA

Sistemas de TelecontrolSistemas de Telecontrol – – Sistemas SCADASistemas SCADA




Estructura Centralizada

Estructura Jerárquica

Estructura Distribuida

Sistemas de Telecontrol – Estructura Centralizada




E.R.T.

Centro de Control

Estructura Centralizada




Centrode

Control

ERT

ERT ERT

ERT

ERT

ERT

ERT

ERT

ERT: Estaciones Remotas Telecontroladas (EE.TT.)

Sistemas de Telecontrol - Estructura Jerárquica




COTDT

CORs

ERTs

Centro de Control Empresario

Centro de Control Regional

Estaciones Remotas Telecontroladas

Sistema de Telecontrol – Estructura Jerárquica – Transba S.A.




COR

San Nicolás

COR

Bragado

COR

Bahía Blanca

COR

Tandil

COT

Transener S.A.

Rosario

RTURTU RTURTU

RTURTU

RTURTU RTURTURTU

CAMMESA

18 18 32 17

Consola

Remota

COTDT

Transba S.A.

E.T. Ezeiza

Funciones de los Sistema de TelecontrolFunciones de los Sistema de Telecontrol

Estructura en niveles de las funciones de telecontrol (IEC 60870)



________________________________________________________________________________________________________________________ Sistemas de Control y Comunicaciones en Sistemas Eléctricos de Potencia Rodolfo Pellizzoni 2011 74•

Física

• Enlace de Datos

• Red• Transporte

• Sesión

• Presentación

• Aplicación

Las funciones de los sistemas de información, pueden subdividirse en sieteniveles, como especificado en el Modelo de Referencia OSI (Open SystemInterconnection), definido por ISO. Esta subdivisión en niveles modulares es unmodelo abstracto útil para definir estándares.

Cada nivel es esencialmente independiente del nivel inferior y superior. Trata elnivel inferior como una función "servicio" y el nivel superior como un "maestro" conel cual intercambia información y al cual reporta errores. Se comunica,generalmente, con su correspondiente nivel en el otro extremo de la línea detransmisión.





Las funciones de los Sistemas de Telecontrol pueden ser divididas enlos siguientes niveles o capas (IEC 60870):

Funciones de Aplicación

Funciones de procesamiento operacional, incluyendofunciones de presentación

Funciones de transporte de datos, red, enlace, y transmisiónfísicaLas normas para las funciones transporte de datos, red y enlace,

como las estructuras del formato de datos, se describen en detalleen IEC 60870-5





Funciones de AplicaciFunciones de Aplicacióónn

Cubren las necesidades especiales del proceso al cual un sistema detelecontrol se aplica, por lo tanto tratan con los tipos de información queemana del proceso o del operador. Esta información es transferida alsistema de telecontrol por señales y es gestionada en el sistema en laforma de datos.

Las Funciones de Aplicación pueden subdividirse en dos categorías:

Funciones básicas

Funciones de procesamiento extendido

Las Funciones Básicas, comprenden todo tipo de información individual, desde y

Funciones Básicas




, p p , y

hacia el proceso y el operador.

Los subgrupos principales, son:

Monitoreo (Adquisición de información del proceso - Supervisión) Teleindicación (Estados, Alarmas)

Telemetría (Mediciones) Teleconteo (Medición de Energía - SMEC)

Comando y control (Actuante sobre el proceso) Telecomando (Aparatos de maniobra), Teleconmutación (RAT)

Teleregulación (RBC)

SMEC: Sistema de Medición en Tiempo Real

Funciones de procesamiento extendido




Se derivan de un conjunto de funciones básicas que actúan sobre la entraday/o salida del proceso y operador por medio de funciones de procesamiento

operacional.

Indicación de límites Interpretación automática de alarmas Despliegue de estados en falla Despliegue de valores medidos adicionados Lastrado automático de carga y recomposición (load

shedding) Registro de eventos en tiempo real (Registro Cronológico de

Eventos)

• Evaluación de contingencias Estimación de estado en tiempo real Rutinas de ubicación de fallas (proceso y sistema de

telecontrol)

Funciones de procesamiento operacional incluyendo funciones de




presentación

Conversión de información en señales y datos en el equipamiento

operacional

Aseguran la correcta adquisición de datos y proveen adecuadapresentación de la información

• Supresión de rebotes de contactos• Detección de información de estado errónea• Verificación de límites• Cálculo de valores de ingeniería

• Operaciones aritméticas

Estructura de Sistemas de TelecontrolSubsistemas




Sistema de TelecontrolSistema de Telecontrol – – SCADASCADA

(SCADA(SCADA – – EMS)EMS)

Subsistema de Adquisición de Datos y Comunicaciones

Subsistema de Cómputo

Subsistema HMI (Human Machine Interface)

Software

Estructura de Sistemas de TelecontrolSubsistemas




Software

Subsistema HMI (Human Machine Interface)

Subsistema de Cómputo

Subsistema de AdquisiciSubsistema de Adquisicióón de Datos y Comunicacionesn de Datos y Comunicaciones

Subsistema de adquisici Subsistema de adquisici ó ó n de datos y comunicaciones n de datos y comunicaciones




Comandos Comandos

S i s t e m

a d e C

o m u n i c a c i o

n e s

S i s t e m

a d e C

o m u n i c a c i o

n e s

E.T.E.T.

Centro de Control Centro de Control

EstadosEstados

Alarmas Alarmas






Comandos Comandos

S i s t e m

a d e C

o m u n i c a c i o

n e s

S i s t e m

a d e C

o m u n i c a c i o

n e s

E.T.E.T.


EstadosEstados

Alarmas Alarmas


RTU RTU





Comandos Comandos

S i s t e m

a d e C

o m u n i c a c i o

n e s

S i s t e m

a d e C

o m u n i c a c i o

n e s

E.T.E.T.


EstadosEstados

Alarmas Alarmas


RTU RTU Rel Rel é é s electromec s electromec á á nicos nicos

Optoaisladores Optoaisladores

Transductores Transductores

Medidores Electr Medidores Electr ó ó nicos nicos

M M ó ó dulos Transducerless dulos Transducerless

Sistema de Telecontrol – Sistema SCADA





•• Subsistema de adquisici Subsistema de adquisici ó ó n de datos n de datos

•• RTU (Remote Terminal UnitRTU (Remote Terminal Unit – – Unidad Terminal Remota) Unidad Terminal Remota)

•• Transductores de Medida (TDXs) Transductores de Medida (TDXs)

•• Medidores Digitales Multivariables Medidores Digitales Multivariables

•• Sensores Sensores

•• Rel Rel é é s electromec s electromec á á nicosnicos

•• Optoaisladores (Optoacopladores) Optoaisladores (Optoacopladores)

Subsistema de adquisición de datos




RTU (Unidad Terminal Remota)

Transductores de medida (V, I, P, Q, Taps, F)

Medidores digitales multivariables

Sensores (Intrusos, fuego, etc)

IED (Intelligent Electronic Device)IED (Intelligent Electronic Device)

IEC 61850 IEC 61850

Arquitectura Arquitectura



________________________________________________________________________________________________________________________

Sistemas de Control y Comunicaciones en Sistemas Eléctricos de Potencia Rodolfo Pellizzoni 2011 87

•• ConcentradaConcentrada

•• RTUsRTUs (Remote Terminal Units)

• Distribuida• Unidad de Estación

• Unidad de Bahía

• IEDs (Intelligent Electronic Devices)

RTURTU (R t T i l U it )



________________________________________________________________________________________________________________________


RTUsRTUs (Remote Terminal Units)

•• GE D20M++ GE D20M++

•• GE D20 ME GE D20 ME

••Telvent DP200Telvent DP200 (Corredor YPF (Corredor YPF - - REPSOL)REPSOL)

•• GE D25 (Unidad de Bah GE D25 (Unidad de Bah í í a) a)

Sistemas de TelecontrolSubsistema de adquisición de datos y comunicaciones

Arquitectura Concentrada



________________________________________________________________________________________________________________________


RTURTU

TablerosTablerosCanal cablesCanal cables


Arquitectura concentrada



________________________________________________________________________________________________________________________


CableadoInformación de campo

Tableros

RTURTU

Bandejas porta cables





________________________________________________________________________________________________________________________



RTU

Gabinete TDXs




________________________________________________________________________________________________________________________


RTU GE D20M++

Gabinetes de la RTU

RTU RTU

•• ProcesadorProcesador



________________________________________________________________________________________________________________________


•• Procesador Procesador

•• Puertos RS Puertos RS - - 232 (Puertos RS 232 (Puertos RS - - 232/Puertos RS 232/Puertos RS - - 485) 485)

•• Fuente de alimentaci Fuente de alimentaci ó ó n (110 VCC) n (110 VCC)

••Fuente auxiliar de 110 VCCFuente auxiliar de 110 VCC ó ó 48 VCC para48 VCC para “ “ mojado mojado “ “ de contactos de contactos

•• M M ó ó dulos de entradas digitales (DI) dulos de entradas digitales (DI)

•• M M ó ó dulos de entradas anal dulos de entradas anal ó ó gica (AI) gica (AI)

•• M M ó ó dulosdulos “ “ transducerless transducerless ” ”

•• M M ó ó dulos de salidas digitales (DO)dulos de salidas digitales (DO)

RTU (Remote Terminal Unit)(Modular)



________________________________________________________________________________________________________________________


Procesador - Fuente

MóduloEntradas Digitales (DI)

MóduloEntradas Analógicas (AI)

MóduloTransducerless

MóduloSalidas de Comando (DO)

BornerasLlaves Termomagnéticas

P.A.T. (Planchuela Cu)

Módulo

Módulo

Módulo

Cables Multipares de campo (Playa-Tableros)

Estados – Alarmas

Mediciones (V, I, P, Q, F)

Comando Aparatos de

Maniobra; Subir/Bajar Taps

CPU (CCU)

Gabinete - ArmarioAncho: 19”

(800x800x2100)




________________________________________________________________________________________________________________________


Sistema de Telecontrol - ERT



________________________________________________________________________________________________________________________


Mediciones

Comandos

Alarmas

Estados

Centro de Operación Regional (COR)



________________________________________________________________________________________________________________________


RTU D20 GE

CCU

Módem (TRANS 2424)

Módulos RTU

Gabinete RTU simple puerta Gabinete RTU simple puerta

RTU GE D20M++ RTU GE D20M++




________________________________________________________________________________________________________________________


CCU (Procesador)

Fuente

Módulo D20SEstados – Alarmas (DI)




________________________________________________________________________________________________________________________


Fuente de Alimentación

CCU (Procesador)

Llave encendido

Fusibles

Puerto de Mantenimiento (RS-232)

Modem TRANS 2424

Módem TRANS SV 2424



________________________________________________________________________________________________________________________



M M ó ó dulos D20S (DI) dulos D20S (DI)



________________________________________________________________________________________________________________________


RTU D20M++ RTU D20M++

M M ó ó dulos D20A (AI) dulos D20A (AI)



________________________________________________________________________________________________________________________



M M ó ó dulo D20KI dulo D20KI

M M ó ó dulos D20KR dulos D20KR

Canal de Cables Canal de Cables

Informaci Informaci ó ó n de campo n de campo

(Cable multipar) (Cable multipar)




________________________________________________________________________________________________________________________


Información de campo(Cable Multipar)

P.A.T.

RTU (Remote Terminal Unit)(Modular)

Procesador - FuenteCPU (CCU)



________________________________________________________________________________________________________________________


Procesador - Fuente

MóduloEntradas Digitales (DI)

MóduloEntradas Analógicas (AI)

MóduloTransducerless

Módulo

Salidas de Comando (DO)

BornerasLlaves Termomagnéticas

P.A.T. (Planchuela Cu)

Módulo

Módulo

Módulo

Cables Multipares de campo (Playa-Tableros)

Estados – Alarmas

Mediciones (V, I, P, Q, F)

Comando Aparatos deManiobra; Subir/Bajar Taps

CPU (CCU)

Gabinete - ArmarioAncho: 19”

(800x800x2100)

RTU (Remote Terminal Unit)



________________________________________________________________________________________________________________________


Puerto de MantenimientoWESMAINT

LEDs


D20ME - GE

• Procesador: Motorola 68EC030• Arquitectura de microprocesador: 32 bit



________________________________________________________________________________________________________________________


• Arquitectura de microprocesador: 32-bit• Velocidad de reloj: 40 MHz• Resolución: 1.0 mseg., exactitud ± 2 ppm

• Configuración de memoria (on-board):• NVRAM: 512 KB (Non-volatile RAM)• SRAM: 1.5 MB (Static RAM)• Flash: 2 MB (Memoria de Aplicación)• Boot ROM: 1 MB (EPROM)• Aplicaciones: Lenguaje C• Board (Placa): chasis VME compatible• Comunicación:• 7 puertos seriales RS-232

• Máxima velocidad serial, un puerto full-duplex: 115.2 Kbps• Aggregate serial communications limit of module, half-duplex: 300kbps(7 ports @ 38.4 Kbps, plus WESMAINT, puerto de mantenimiento)




________________________________________________________________________________________________________________________



D20ME - GE



________________________________________________________________________________________________________________________


• Conexión Módulo Procesador (CCU) - Módulos Periféricos (D20Link):

Cable LAN STP (Shielded Twisted Pair), ó cable F.O. Plástica

• Tipo de Enlace:Serial RS-485, acoplado a transformador para aislación entorno ruidoso

E.T.Soporta hasta 31 módulos D20 I/O.

• Protocolo de intercomunicación (CCU - Módulos):Formato HDLC/X.25 (High Level Data Link Control), con codificación

Manchester




________________________________________________________________________________________________________________________


RTUMódulo D20++

Procesador – Fuente (Vista Posterior)


RTUMódulo D20++ (Procesador)

Vista Posterior1 Puerto de Mantenimiento

7 Puertos RS-232 (DB 9)

Puerto de MantenimientoCOM0



________________________________________________________________________________________________________________________


( )

Puerto COM1Puerto COM2Puerto COM3

COM4

COM5

COM6

COM7

Módulo I/O - RTU



________________________________________________________________________________________________________________________


Módulo I/O - RTU (Remote Terminal Unit)



________________________________________________________________________________________________________________________



Módulo D20A – Entradas Analógicas



________________________________________________________________________________________________________________________ Sistemas de Control y Comunicaciones en Sistemas Eléctricos de Potencia Rodolfo Pellizzoni 2011

113

32 Entradas Analógicas


Proceso Conversión Analógica - Digital




114

Conversor Tensión – Frecuencia(Conversor V – F)




115

(Conversor V – F)

La salida, es un tren de pulsos de una frecuencia proporcional a

la tensión de entrada aplicada

Los conversores V – F integrados proven una seproven una seññal de salida deal de salida de

frecuencia como funcifrecuencia como funcióón de una tensin de una tensióón de entrada analn de entrada analóógicagica

Convierten una tensiConvierten una tensióón analn analóógica de entrada en ondas cuadradasgica de entrada en ondas cuadradas

de frecuencias proporcionales a la magnitud analde frecuencias proporcionales a la magnitud analóógica.gica.


Conversión Tensión - Frecuencia

Valores analógicos “crudos”




116

Valores analógicos crudosdigitalizados

Frecuencia (kHz)

Corrección de linealidad en tres puntos

Valores analógicosdigitalizados




117

Debido a temperatura, ganancia, y offset la recta puede ser ligeramente no-lineal ,como la B. Se minimiza el error mediante la técnica corrección de linealidad trespuntos.

Frecuencia (kHz)




118





119


D20AMódulo

de Entradas

Analógicas




120

Transductores de

Medida

TV

TI

…

TDX V TDX I TDX P TDX Q

…

…Bornera

g(AI)

Campo Salida LAT

…


Característica Entrada/Salida de Transductores

5 ACA. 20 mACC




121

Icc (mA)

Ica (Amp)

4

20

5


TDXs V, I, P, Q, F, Taps

• Entrada: 1 A – 5 A63.5 VCA - 110 VCA

• Salida: 4 – 20 mA




122

• V Aux.: 110 VCC

Salida

Entrada

Salida Entrada V

Entrada I

Vaux





123

TDX I TDX I

TDX PTDX P (3 F – 4 H)





124


TDXs V, I, P, Q, F, Taps




125

TDXs

• Entrada: 1 A – 5 A110 VCA – 63.5 VCA

• Salida: 4 – 20 mA

Clase: 0.2%

Borneras

Transductores de Medida

P

I

Q




126

I




127

Borneras de Corriente Borneras Tensión





128

Indicador Posición Taps


Indicador Posición de Taps




129


D20AC Módulo “transducerless” RTU




130

TV

TI

…

… Bornera


Entradas de corriente

RTUMódulo D20 ACTransducerless




131

Entradas de tensión





132


Mediciones, funciones de calidad de servicio, funciones de registro

Medidores Multifunción Digitales




133


AccesoAcceso

DirectoDirecto

deldel

EthernetEthernet

TCP/IPTCP/IPServicioServicio

alal ClienteCliente

&&

RSRS--485 o Modem485 o Modem




134

deldel

ClienteCliente

OtrosOtros

SistemasSistemas

& Equipos& Equipos

InteligentesInteligentes

I/OI/O

&&

FacturasFacturas

SistemaSistema

SCADASCADA

RSRS--232 /232 /

RSRS--485485

Puerto I/RPuerto I/R





135

RTUMódulo D20S

Entradas Digitales (DI)





136





Optoaisladores

Borneras


Opto-aislador

Opto-acoplador

A1 +




La señal eléctrica se transforma en óptica, y nuevamente en eléctrica.

El contacto eléctrico a lo largo del camino se discontinúa.PHOENIX CONTACTST-OE-220DC/48DC/100ISOLATION I/O 2,5 kVeff

LED Fototransistor

8 - 48 VDC/100 mA110/220 VDC ± 10%

A2 A

Aislación 2,5 kVeff





RTUMódulo D20K

Módulos D20KI


RTUMódulo KI

Relés Auxiiares de Comando(Salidas Digitales – DO)




Relés Potter & BrumfieldBobina: 24 VCCContactos:10 A/240 VCA – 5 A/150 VCC

RTU (Remote Terminal Unit)Módulos de Salidas Digitales (DO)




Check-before-Operate

Select-before-Operate

(SBO)




RTUsRTUsDistintos Tipos

RTU D20 GE CCU

RTU - Simple puerta




Modem (TRANS 2424)

Módulos RTU

RTU

RTU – Simple puerta




CPU

FAT RTUs – Lima, Perú

Módulos DI, AI, DO




RTU

Placas DOPlaca Relés Salida

SCADA DistribuciSCADA Distribucióónn -- PerPerúú

D25 GE (IED – Unidad de Bahía)




Unidad de Bahía




SincronizaciSincronizacióónn

• Alarmas y eventos Relés de Protección




• Reconstrucción de fallas

• Análisis de fallas





GPS: Global Positioning System GPS: Global Positioning System

Sistemas de TelecontrolSistemas de Telecontrol(SCADA)(SCADA)




Subsistema de CSubsistema de Cóómputomputo

Sistemas de TelecontrolSubsistema de cómputo

Subsistema de cómputo

Servidores SCADA




Servidores de comunicaciones (Front End)

Servidores información histórica

LAN (Local Area Network) Ethernet duplicada

Routers

WAN (Wide Area Network)

Subsistema de CómputoSistema de Telecontrol Transba S.A. - COTDT

Video Wall




Consola 2Consola 3 Consola 8

ELCOM

RAS 1 RAS 2

Protocolizadores

Consola 1

ROUTERS

HISTORIAN

Dual Ethernet

COTDT – Transba(E.T. 500 kV – EZEIZA)




Consola Jefe de TurnoConsolas Operadores

Video Wall

Pantalla Consola

Subsistema de CómputoSistema de Telecontrol Transba S.A. - COR




RTUs RAS 1 RAS 2MODEM BOW TIE MODEM RTUs

ROUTERS

COTDT - COT

Generadores

X 32 X 32

BOW TIE

Dual ETHERNET

curso sistemas control comunicaciones 2011 parte1

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