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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

NT

RO

AR

EN

ILLA

S

PA

C H

E

HU

AQ

UIL

LAS

PA

GU

AB

ALA

OS

AR

AC

AY

Nom

bre

Tra

nsf

orm

ador

PE

AN

AB

AR

BO

NE

S 1

BA

RB

ON

ES

2C

AM

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1C

AM

BIO

2A

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MIE

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HA

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MÁ

CH

ALA

2

PIN

OS

1S

AN

TA

RO

SA

1S

AN

TA

RO

SA

2C

EN

TR

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AR

EN

ILLA

S 1

AR

EN

ILLA

S 2

PO

RT

OV

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1P

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CH

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HU

AQ

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LAS

1P

AG

UA

1B

ALA

O 1

SA

RA

CA

Y

Ma

rca

MIT

SU

BIS

HI

BR

US

HB

RU

SH

BR

US

HB

RU

SH

BR

US

HB

RU

SH

BR

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H

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NS

PO

WE

R T

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T.

MIT

SU

BIS

HI

SIN

DE

LEN

BR

US

HB

RU

SH

BR

US

HS

HIH

LIN

MIT

SU

BIS

HI

MIT

SU

BIS

HI

MIT

SU

BIS

HI

Dev

anad

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

TE

NC

IAT

ER

CIA

RIO

(MV

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

EC

ON

EX

IÓN

(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

(T)

Tab

la 3

.6 N

ombr

e y

cara

cter

ísti

cas

eléc

tric

as d

e lo

s tr

ansf

orm

ador

es d

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.


- relación 400/200:1, burden 20 VA, clase X

- relación 400/200:1, burden 20 VA, clase 10P20

53


- Contactos auxiliares para censar estado 125 VDC




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


- relación 300/150:5, Burden 15 VA, clase 0.5

- relación 300/150:5, burden 15VA, clase 5P10






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


3: Disyuntor de gran volumen de aceite 13.8 kV:

- Contactos auxiliares para censar estado de 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:


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


auxiliares

D: Reconectador.- caja de control Brush microtrip 2E:



- Señales de entrada15 VDC

Sistema de Medición: No posee.

1.7 Posición 13.8 kV alimentador PASAJE


auxiliares

D: Reconectador.- caja de control Brush microtrip 2E:



- 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



C:TC relación 100/50:1, burden 20 VA, clase 10P20

D: Disyuntor de pequeño volumen de aceite 69 kV


- Bobina de disparo: 1235 VDC

- Bobina de cierre: 125 VDC

- Motor de carga: 127VAC


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:





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


2.7 Posición 13.8 kV. Alimentador PUERTO BOLÍVAR


2.8 Posición 13.8 kV. Alimentador 18 de OCTUBRE


59

3 SUBESTACIÓN MÁCHALA

Anexo 3.6 Diagrama Unifilar S/E Máchala

3.1 Posición de 69 kV. Alimentador Máchala Centro.


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:





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:



D: Disyuntor de 69 kv. de gran volumen de aceite:




- 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


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



61

3: Disyuntor de gran volumen de aceite 13.8 kV.:




- TC relación 600 / 300 : 1


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


3: Disyuntor de gran volumen de aceite 69 kV



motor de carga: 127 VAC

- TC relación 100/50 : 1


Lado de 13.8 kV



62





- TC relación 600 / 300 : 1


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


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



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



- 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:




- 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


F: TP 69 KV

- Relación 67000 />0:110/^ /110

- clase 1 /3P 1


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


3: Disyuntor de pequeño volumen de aceite 69 kv.




- TC relación 100/50 : 1, burden 20 VA, clase 10P20


Lado de 13.8 kV

1, 2, 4: Cuchillas de bypass, salida entrada, tripolares con contactos




- Bobina de disparo: 125VDC

- Bobina de cierre: 125 VDC


- TC relación 600/300:1



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


3: Disyuntor de gran volumen de aceite 13.8 kV



- Motor de cara: 127 VAC

- TC relación 600 / 300 : 1


A, B:TCM. R. 100. . . 1200/5

C: Disyuntor en vació



- Motor de cara: 125 VDC


F:TP 13.8 kv.

- Relación 13.8/^ : 0.115/V3 kV

- clase 0.5

- burden 75 MVA


68

5.4 Posición 13.8 kV Alimentador Santa Rosa

1,2:TCM. R. 50. . . 600 / 5

3: Disyuntor en vació:





4: Cuchillas monopolares de salida sin contactos auxiliares


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)




Alimentación: 70..280 VDC


3 puertos serie RS232

1 puerto serie RS485

Protocolo de comunicación DNP 3.0, SPACOM y STANDARD


2. COOPER(F4Y F5)


Señales de control de salida de 15 VDC




3 puertos serie RS232

3 puertos ópticos

Protocolo de comunicación DNP3.0, PG&E


70

3. WIPP & BOURNE (PANACEA 351 SEL)






Protocolo de comunicación DNP3.0


4. HAWKER SIDDELEY (BRUSH MICROTRIP 2 Y 2E)


Señales de control de salida de 24 VDC

Señales de control de entrada de 15 VDC




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 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

le

le

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.

20

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


$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


$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


$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

19. CACIER, Mejora en la calidad de Servicio Mediante Sistema de Control

y Supervisión.

147

BIBLIOGRAFÍA

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Eléctrico de Distribución. 23 de mayo 2001

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3. SCHNEIDER ELECTRIC, Equipos de Automatización, Ing. Fernando

Ortiz. www. schneider-electric.com

4. ABB. Asea Brown Boveri S.A. División Utilities, Ing. Fabricio López M.

www.abb-control.com

5. El Seminario dictado por Consultor Internacional el Ing. John

McDonald de la IEEE. Y libro ELECTRIC POWER SUBSTATIONS

ENGINEERING autor: Ing. John McDonald

6. UNIVERSIDAD ESTATAL DE CUENCA, Facultad de Ingeniera de la

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

1x8

.5

S/E

BARB

ONES

A S/

E PA

GUA

16

/20

S/E

L

GS

RIN

GS

1x2.

5

UNIF

ILAR

FAS

E IN

ICIA

L CE

NTRO

DE

CONT

ROL

I l

il

iS

.N.I

.

S/E

S

TA

-RO

SA

2x

5/6

.85

S/E

LA

P

EA

NA

io/ia.5§ E

S/E

E

L

CA

MB

IO

S/E

M

ÁC

HA

LA

E

10/1

2,5

S/E

M

ÁC

HA

LA

CE

NTR

O

2x

2.5

S/E

PQRT

OVE

LQ

S/E

L

A

AV

AN

ZA

DA

2x2.

5

A

S/E HUAOUILLAS

S/E ARENILLAS

ES

CA

LA

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E

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ALA

EMPR

ESA

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TRIC

A R

CENT

RO D

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NTRO

L

ÍGIO

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LORO

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S/E

LA

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EA

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S/E

M

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HA

LA

C

EN

TR

O

* *

4* J*

SUBESTACIÓN LA PEAÑA

BARBONES

EL CAMBIO

SANTA RDSA

EL CARMEN

MALECÓN

PASAJE

SU

BE

STA

CIÓ

N L

OS

PIN

OS

B

C

TI

A

B

Jo

CU

BÍC

ULO

M

ETA

L C

LAD

1

2

1

2

1

2

1

2

B.

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L S

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CE

TE

DR

D

A.

PO

RT

UA

RIA

P.

BO

LÍV

AR

18

DE

G

CT

.

SU

BE

ST

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IÓN

MÁ

CH

ALA

MÁ

CH

ALA

C

EN

TR

D

LÜS

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ING

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B

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2

3

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2 4

EM

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IÓN

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L C

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1

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AR

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2

3

2

43

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T2

T3

2 3

2

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L C

LA

D

1 2

D JO

.J

ST

A.

RD

SA

CA

MB

IG

T.

EX

PR

ES

O

1

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




Disyuntor




G.I.S69RV

Cuchilla de Puesta a Tierra

13,8kV

Disyuntor

Seccionador de Transformador



Disyuntor

Disyuntor

Disyuntor

Banco de Baterías

C,A

TOTAL DE SEÑALES

SEÑALEntrada

ACACACAC

ACACACAC

ACACACAC

ACAC

ACACACAC

ACACAC

SiNoSiNo

46

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


EQUIPO

69 kV

Disyuntor




Disyuntor

Seccionador de Transformador 1



Disyuntor




13,8 kV

Disyuntor




Disyuntor




Disyuntor




Disyuntor

Disyuntor

Disyuntor

Disyuntor

Banco de Baterías

C.A

TOTAL DE SEÑALES

SEÑALEntrad*

ACACACAC

ACACACA

C

ACACACAC

ACACACAC

ACACACAC

ACACACAC

ACA

CAC

A

C

SiNoSiNo

60

CONTROLSalida

A

C

AC

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 Emproro

Alimentador Madero Vargas

Alimentador Unioro


EQUIPO

69 kV

Disyuntor




Disyuntor




Disyuntor




Disyuntor




13,8 kV

Disyuntor




Disyuntor




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


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 de Transformador

Alimentador Barrio Sur

Alimentador Ceteoro

Alimentador Autoridad Portuaria

Alimentador Puerto Bolívar

Alimentador 18 de Oct.


EQUIPO

69 kV

Disyuntor

Seccionador de Transformador



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

S C I l K M A T K i D I A C K A M FOEi ( i í> KV K K K D K R

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