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I.- INTRODUCCIÓN

El desarrollo tecnológico de las sociedades va asociado a una mayor demanda de

la energía eléctrica. Para poder satisfacer este aumento en la demanda de la

electricidad es necesario ampliar los sistemas de energía eléctrica, los cuales se

encargan de la producción, transporte y distribución de la electricidad hasta los

distintos consumidores. Estos sistemas de energía eléctrica están formados por

tres subsistemas:

- Sistema de generación: centrales que generan energía eléctrica a partir de

energías primarias.

- Sistema de transporte (transmisión en México): se encarga de transportar a alta o

muy alta tensión la electricidad producida en las centrales de generación. Unos

puntos críticos de estos sistemas, al ser los centros donde se conectan distintas

líneas de la red de transporte, son las subestaciones de transporte o transmisión.

- Sistema de distribución: se encarga de distribuir la energía eléctrica entre los

distintos consumidores.

Este creciente desarrollo (crecimiento e interconexión) de los sistemas de

transporte o transmisión de energía eléctrica, provocado por el aumento en la

demanda de electricidad, supone una mayor complejidad de los mismos y, por

tanto, conlleva una serie de necesidades relacionadas con el control, protección y

medida de los elementos de sus subestaciones:

- Necesidad de control de los distintos elementos de una subestación de

transporte: así, por ejemplo, es necesario poder modificar la relación de

transformación de los transformadores de potencia o poder conectar/desconectar

las bancadas de condensadores de la subestación con el fin de regular las

tensiones y los flujos de potencia reactiva.

- Además, es obvio que este control no debe poder realizarse únicamente “in situ”

mediante operarios que se desplacen a la subestación, ya que estos

desplazamientos pueden llegar a ser largos, lo que supondría largos tiempos de

averías y, por tanto, unas pérdidas importantes en el suministro, sino que debe

poder llevarse a cabo a través de computadores situados en centros alejados de la

misma. Esto exige un sistema de comunicaciones rápido y eficiente.

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- Necesidad de un sistema de protección seguro, es decir, que siempre que deba

actuar actúe, y selectivo, es decir, que no actúe si no tiene que actuar.

- Necesidad de un buen sistema de medida, fundamental para el correcto

funcionamiento de los dos sistemas anteriores: sistema de control y sistema de

protección.

- Necesidad de que las funciones anteriores puedan realizarse de manera

automática dentro de la subestación.

Para satisfacer estas necesidades se utilizan: un sistema de protección, un sistema

de medida y un sistema de control. En los últimos 10 años se ha producido un

importante desarrollo en estos sistemas en dos vertientes:

- Automatización de los sistemas: para ello el factor clave es la implantación

progresiva de tecnología digital basada en microprocesadores y técnicas

numéricas de proceso de señal en los equipos de protección, control y medida.

- Integración de las funciones: se basa en la utilización de un mismo canal de

comunicaciones para los distintos sistemas (protección, control y medida), en la

existencia de un único software y en el empleo de equipos multifunción, capaces

de realizar distintas funciones de protección, control y medida.

La automatización de los sistemas y la integración de las funciones aportan las

siguientes ventajas:

- Reducción del cableado entre componentes: lo que supone, en primer lugar, una

mayor claridad en el diseño y a la hora de reparar algún componente de la

subestación y, en segundo lugar, un abaratamiento en los costes de la instalación.

- Aumento de las capacidades de registro: lo cual proporciona un seguimiento más

amplio de todos los elementos de la subestación.

- Desarrollo y abaratamiento de los sistemas de comunicación: lo cual nos

proporcionará un mayor control sobre todas las instalaciones eléctricas, mediante

un acceso más rápido y eficiente a los distintos dispositivos de protección, control

y medida.

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Otro aspecto importante en este desarrollo son los acuerdos y normas referentes a

los protocolos a utilizar, con el fin de crear sistemas abiertos basados en

estándares internacionales que permiten que las aplicaciones sean ejecutadas en

sistemas de diferentes fabricantes y que para su crecimiento puedan

interconectarse con dispositivos de diversos fabricantes e interactuar con otras

aplicaciones desarrolladas bajo el mismo principio.

Por lo tanto, en lo referente a la protección, medición y control de las

subestaciones del sistema eléctrico, a lo que se tiende actualmente es a crear

sistemas integrados que realicen las tres funciones de protección, medición y

control, en los cuales se utilice tecnología digital para mejorar las comunicaciones

entre los distintos elementos del mismo y en los que se sigan unos protocolos

normalizados internacionalmente para facilitar posibles ampliaciones.

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II.-MOTIVACIÓN DEL PROYECTO

La empresa SOCOIN tiene como cliente, entre otros, a la Comisión Federal de

Electricidad de México (CFE). Actualmente la CFE exige, en sus proyectos

referidos a la construcción o remodelación de subestaciones, la implantación de

unos sistemas integrados de protección, medición y control de las mismas que

cumplan una serie de especificaciones generales en cuanto a su estructura, a sus

dispositivos y a los protocolos de comunicación.

En las subestaciones de distribución (en las que las tensiones típicas de trabajo

son:115 kV, 34.5 kV, 13.8 kV) el sistema integrado que exige la CFE es el

SISCOPROMM (Sistema Integrado de Control, Protección, Medida y

Mantenimiento), con el que la empresa SOCOIN ya tiene experiencia al haber

realizado proyectos en los que se incluía la implantación de dicho sistema. Por

otra parte, en las subestaciones de transporte o transmisión (en las que las

tensiones típicas de trabajo son: 400 kV, 230 kV, 115 kV) la CFE exige la

implantación de un sistema integrado tipo SICLE (Sistema Integrado de Control

Local de la Estación), que es el objeto de estudio del siguiente proyecto, en el cual

se estudiarán:

- En primer lugar, las características generales que debe tener un SICLE según la

especificación CFE 0000 – 34, con el fin de obtener el diseño genérico de un

sistema integrado de protección, control y medida para subestaciones de

transmisión SICLE.

- En segundo lugar, las características particulares que se exigen en un proyecto

real. En concreto, se estudiará el SICLE a implantar en la subestación de

transmisión Santa María (situada al Sur de la ciudad de Irapuato, México),

correspondiente al proyecto 126 SLT 801 ALTIPLANO.

- Por último, se analizarán las distintas ofertas que se han recibido acerca del

SICLE a implantar en la subestación Santa María y se elegirá cuál es la mejor

opción teniendo en cuenta características técnicas y económicas.

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III.- ESPECIFICACIONES GENERALES DEL SICLE

En este apartado se detallarán los requisitos que exige la CFE para los sistemas

integrados de protección, control y medida a implantar en sus subestaciones de

transmisión.

1.- FUNCIONES PRINCIPALES

El sistema SICLE debe permitir la realización de las siguientes funciones:

- Control remoto de los distintos elementos eléctricos primarios de la subestación

(interruptores, seccionadores, etc.) desde Unidades Terminales Maestras (UTM)

situadas en centros alejados de la subestación.

- Control y supervisión integral de la subestación desde la caseta principal de

control situada en la propia subestación.

- Control y supervisión local de las posiciones (bahías) asociadas desde cada

caseta distribuida de control, que serán casetas situadas en la subestación y

cercanas a una posición determinada.

- Formación y manejo de archivos de datos: históricos y de tendencias, secuencias

de eventos y maniobras.

- Supervisión y visualización de: diagrama unificar de la subestación, información

sobre el flujo de carga, tensión y frecuencia en tiempo real , alarmas y lista de

eventos y alarmas.

2.- MODOS DE FUNCIONAMIENTO

El sistema SICLE debe poder funcionar en tres modos o estados distintos:

- Remoto: en este modo de funcionamiento el sistema puede ser operado desde los

controles remotos (UTM’s).

- Local: en este modo de funcionamiento no se pueden ejecutar órdenes desde las

UTM’s, el control se lleva a cabo únicamente mediante la caseta de control

principal, las casetas distribuidas de control de las distintas posiciones y los

automatismos de los MCAD’s (Módulos de Control y Adquisición de Datos) de

los que hablaré más adelante.

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- Prueba: este modo se emplea para comprobar el correcto funcionamiento de los

automatismos de los MCAD’s, por lo que en el modo de prueba quedan

deshabilitadas las órdenes de control desde las UTM’s y desde las casetas de

control de la propia subestación.

3.- ARQUITECTURA

En este apartado explicaré cómo es la arquitectura de un SICLE genérico,

detallando las distintas características técnicas con las que deben contar los

elementos de dicho sistema.

3.1.- NIVELES Y CONFIGURACIÓN DEL SICLE GENÉRICO

El sistema de protección, control y medida SICLE divide a la subestación en 4

niveles distintos:

Nivel 0 ó Nivel de la aparamenta eléctrica: En este nivel se encuentra la

aparamenta eléctrica de la subestación, es decir: interruptores, seccionadores,

transformadores de medida y protección, etc.

Nivel 1 ó Nivel de los terminales de protección, control y medida: Éste es el nivel

correspondiente de los DEI’s (Dispositivos Electrónicos Inteligentes), que están

conectados directamente a los elementos eléctricos primarios o aparamenta

eléctrica y serán: los relés, los registradores de disturbios y los medidores

multifunción (MM). Además, en este nivel se encuentran también los MCAD’s

(Módulos de Control y Adquisición de Datos), que son los dispositivos

electrónicos que permiten la comunicación entre los DEI’s de este nivel y los

niveles superiores.

Nivel 2 ó Nivel de la subestación: En este nivel se sitúan:

- La CCL(Consola de Control Local), desde la cual se puede llevar a cabo el

control íntegro de la subestación.

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- La CI (Consola de Ingeniería), que desempeñará las mismas funciones que la

CCL, pero a diferencia de la anterior, que está situada en un gabinete vertical en la

sala de tableros de la caseta principal de control, la CI se sitúa en un estudio

ergonómico dentro de la sala de despachos en la misma caseta de principal de

control.

- Servidores SCADA, que permitirán la comunicación con los centros de control

del nivel 3.

Las comunicaciones en este nivel se harán mediante fibra óptica. Pese a que en las

especificaciones generales no se exige, en la práctica todas los proyectos

estudiados en los que se incluía el sistema SICLE, la red de comunicaciones era

redundante.

Nivel 3 ó Nivel de control remoto: Este nivel se encuentra fuera de la subestación.

En él se sitúan las CCR (Consolas de Control Remoto) o también llamadas

UTM’s (Unidades Terminales Maestras), que serán centros alejados de la

subestación desde los cuales la CFE puede controlar distintas subestaciones de

transmisión. La comunicación desde el nivel de la subestación con estas UTM’s

se hará mediante los servidores SCADA y mediante la conexión de los DEI’s con

la red WAN.

Vistos ya los distintos niveles en los que se divide la subestación, se procederá a

explicar las distintas configuraciones posibles con las que se puede llevar a cabo

el diseño de un sistema SICLE. En principio, la configuración exigida por la CFE

para los sistemas SICLE es una configuración tipo estrella como la mostrada a

continuación en la figura 1.

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Figura 1 .- Configuración tipo estrella

Sin embargo, se ha podido comprobar la existencia de proyectos en los que se

implantaba un sistema SICLE con conexión en anillo contando con la aprobación

de la CFE (Aeropuerto Nogales, sistema diseñado por Areva). Una configuración

en anillo para un SICLE genérico podría ser la mostrada en la figura 2.

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Figura 2.- Configuración en anillo

La configuración en anillo tiene como ventaja frente a la configuración en estrella

el hecho de que es una configuración intrínsecamente redundante. Es decir, por su

propia estructura permite la comunicación entre dos elementos del sistema

mediante más de un camino. Así, si nos fijamos en la figura 3 podemos observar

cómo se pueden comunicar dos MCAD’s cualquiera del sistema aún

produciéndose un fallo en el tramo directo que comunica a ambos elementos, ya

que la información puede transmitirse siguiendo el sentido contrario al camino

más corto de comunicación, hecho que no ocurre en una configuración en estrella.

Figura 3.- Redundancia intrínseca de la configuración en anillo

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También había planteado la posibilidad de un diseño de un sistema SICLE

siguiendo otra configuración típica en sistemas de control, la configuración tipo

bus. Dicha configuración se muestra en la figura 4.

Figura 4.- Configuración tipo bus

Sin embargo, la CFE exige que las comunicaciones en el Nivel 2 de la subestación

se lleven a cabo a través de fibra óptica, siendo este canal de comunicación

inapropiado para esta configuración, en la que el medio típico empleado es el

cable de cobre coaxial.

3.2.- NIVEL 1: NIVEL DE LOS TERMINALES DE PROTECCIÓN,

CONTROL Y MEDIDA

Como ya se ha explicado en el punto anterior, en este nivel se sitúan los DEI’s

(relés y medidores multifunción) y los MCAD’s. Tanto los DEI’s como los

MCAD’s están dispuestos en tableros integrados para equipos de protección,

control y medida (TIEPCyM) dentro de casetas de control distribuidas. Éstas son

casetas de control que están situadas cerca de los elementos eléctricos de las

posiciones que controlan y protegen.

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3.2.1.- MCAD’s. Módulos de Control y Adquisición de Datos

En este apartado se explican las especificaciones de la CFE acerca de los módulos

de control y adquisición de datos (MCAD’s).

3.2.1.1.- Funciones principales

Las funciones principales que deben desempeñar los MCAD’s son las siguientes:

a) Adquisición de datos (estados, alarmas, mediciones) provenientes de los

equipos eléctricos primarios.

b) Interpretación y ejecución de comandos de control desde la CCL o desde el

servidor SCADA provenientes de los centros de control remoto, así como desde

los mímicos miniaturas situados en las casetas distribuidas.

c) Adquisición de datos de los dispositivos electrónicos inteligentes del nivel 1.

d) Supervisión de los automatismos locales (control de los cambiadores de

derivación, servicios propios y otros).

3.2.1.2.- Estructura de los MCAD’s

A continuación se explica cómo es la estructura de los MCAD’s. Los MCAD’s

cuentan con una CPU de uso industrial con: almacenamiento en memoria RAM,

memoria no volátil para el soporte del sistema operativo, firmware y aplicaciones.

Además contarán con PLC’s que les permitirán realizar funciones automáticas de

protección y control con independencia del resto de la subestación. Estos PLC’s

son programables desde la consola de control local (CCL).

Otro elemento del que deben disponer estos dispositivos son los mímicos

miniatura microprocesados, los cuales deben contar con el software necesario para

realizar funciones de control y supervisión mínimas.

Por otra parte, los MCAD’s deben permitir al usuario elegir el modo de

funcionamiento en el que quiere que se encuentre el sistema. Para ello cuenta con

un conmutador local - remoto - prueba.

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Por último, otros elementos necesarios en estos dispositivos son: el convertidor

analógico/digital, que permitirá la comunicación de las medidas llevadas a cabo

por los medidores multifunción hacia niveles superiores del sistema, y la fuente de

alimentación universal, que será independiente y autónoma.

3.2.1.3.- Tipos de MCAD’s.

Hay dos tipos distintos de MCAD’s

a) MCAD’s tipo I, que se utilizan en posiciones de muy alta tensión (400 kV) y

cuentan con: 64 Entradas Digitales, 32 Entradas Analógicas, 16 Señales de control

dobles (A/C).

b)MCAD’s tipo II, que se utilizan en posiciones de alta tensión (115kV, 230kV) y

cuentan con: 128 Entradas Digitales, 12 Salidas de control dobles (A/C) y 12

salidas de control Latch.

3.2.1.4.- Características técnicas

Los requisitos básicos que la CFE exige en las características técnicas de los

MCAD’s se detallan a continuación:

La CFE exige, como mínimo, la disposición de un MCAD por cada interruptor.

Las entradas analógicas deben obtenerse a partir de las señales de transductores

con dos opciones para la fuente de las señales:

a)Señales de corriente: ± 1 mA, 0-1 mA y 4-20 mA.

b)Señales de tensión: 0-5 V, 0-10 V, ± 5 V y ± 10 V.

Los intervalos especificados de corriente y tensión deben ser seleccionables y

configurables por el usuario. Para la selección o combinación de esos intervalos

no debe ser necesario agregar o retirar componentes, sino que estas acciones

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deben ejecutarse mediante configuración por programación o a través de puentes

de selección.

Por cada convertidor analógico/digital deben proveerse dos entradas de tensión

regulada para representar el 95 y 5 % de su intervalo de conversión.

La exactitud del convertidor analógico/digital debe ser cuando menos de 0,07 % a

plena escala, con un coeficiente térmico no mayor de 0,004 % por grado

centígrado a plena escala, y su conversión debe utilizar al menos 11 bits más

signo.

Las entradas digitales son las señales binarias que indican el estado actual de los

dispositivos del sistema eléctrico tales como interruptores, cuchillas, alarmas, así

como los cambios momentáneos de estado entre exploraciones como son

operación de protecciones o recierres. Se requieren entradas digitales para manejar

al menos la siguiente información:

- Información sobre cambios de estado.

- Información con memoria para detección de cambio momentáneo, con un filtro

antirrebote seleccionable en el intervalo de 8 a 100 ms, ajustable por software en

todo el intervalo.

- Registro secuencial de eventos con resolución de 1 ms, configurable para el 100

% de las entradas digitales.

- Cada entrada digital debe ser configurable como: tipo estado, con memoria,

acumulador de pulsos y/o secuencia de eventos (SOE); su diferenciación debe

realizarse únicamente por software.

- Cada entrada digital en forma individual debe contar con señalización luminosa

(led’s frontales) que indique su estado.

Las salidas digitales de control pueden ser configuradas para:

- Control instantáneo (Abrir/Cerrar).

- Subir/Bajar.

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Las salidas digitales deben ser ajustables por programación en el intervalo de 0,1 a

1s, en forma individual por punto de salida, para comandos instantáneos con

verificación antes de operar. En el caso de comandos para el control de operación

directa para subir/bajar se requiere duración de pulsos programables de 0,1 a 10 s

con incrementos de 0,1 s configurables por software, y deben estar de acuerdo al

protocolo de comunicación del nivel superior. Las salidas subir/bajar deben ser

con aislamiento galvánico hacia el campo y una capacidad de 1 A y de 5 a 125

VCD.

Las salidas de control deben estar protegidas por técnicas de hardware y software

para no actuar en ningún momento ante fallas de alimentación, transitorios,

encendido o apagado del equipo.

Las salidas analógicas de corriente - tensión, tienen como intervalos de la señal de

salida nominal:

- señales de corriente: ± 1 mA y 4-20 mA,

- señal de tensión: ± 1 V y 0/±10 V.

Cada MCAD debe incluir puertos para canales serie RS232 y RS485 para la

comunicación con los DEI’s y puertos para canales en fibra óptica para la

comunicación con los elementos de los niveles superiores. Deben ser compatibles

con los protocolos: DNP 3.0 nivel 2, UCA 2, IEEE 802.3.

3.2.2.- DEI’s. Dispositivos Electrónicos Inteligentes

En este apartado se explican las especificaciones de la CFE acerca de los DEI’s,

es decir: relés de protección, registradores de disturbios y medidores multifunción.

3.2.2.1.- Funcionamiento de las protecciones típicas

Antes de adentrarnos en las especificaciones que marca la CFE acerca de las

funciones mínimas de protección que se deben desempeñar en un sistema SICLE

genérico, se procede a explicar brevemente el funcionamiento básico de las

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protecciones típicas que son necesarias en las subestaciones de transmisión,

indicando el código ANSI con el que se designa a cada una de ellas.

Los relés de sobrecorriente o sobreintensidad (código ANSI = 51) son los

encargados de abrir el interruptor correspondiente cuando la intensidad que

circula por el elemento eléctrico que se está protegiendo (línea, barra,

transformador,…) supera un valor predeterminado (I>Iarranque).

Pueden funcionar:

- De manera instantánea, es decir, con retardo de actuación nulo. Cuando

I>Iarranque, inmediatamente el relé abre el interruptor. La gráfica de

funcionamiento se muestra en la figura 5.

Figura 5.- Característica instantánea de los relés de protección de sobreintensidad

- Con temporización de tiempo definido, es decir, con retardo de actuación fijo.

Cuando I>Iarranque, pasado un tiempo fijo (temporización independiente de la

magnitud vigilada) el relé abre el interruptor. La temporización es necesaria en las

protecciones de los generadores, en los que se producen transitorios al arrancar

que producen picos muy breves de sobreintensidad, con lo que con una

temporización instantánea el relé actuaría cada vez que la máquina se pusiese en

funcionamiento. También se utiliza para la coordinación entre distintos relés de

sobreintensidad. Así, si queremos que ante una falta actúe primero uno y si éste se

avería que actúe otro, pondremos una temporización mayor en el segundo. La

gráfica de funcionamiento se muestra en la figura 6.

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Figura 6.- Característica con temporización fija en relés de sobreintensidad- Con temporización de tiempo inverso. En este caso la temporización es

dependiente de la magnitud medida, cuanto mayor es la I (superior a la Iarranque)

detectada, menor es el tiempo de actuación del relé. Con esto se reduce el tiempo

de actuación en faltas graves y se es más permisivo con las faltas leves. La gráfica

de funcionamiento se muestra en la figura 7.

Figura 7.- Característica con temporización inversa en relés de sobreintensidad

Los relés de sobretensión o sobrevoltaje ( código ANSI = 59) tienen un

funcionamiento similar a los de protección de sobrecorriente. La diferencia reside

en la magnitud medida, ahora es la tensión, y en la consigna de acción, ahora es

V>Varranque. Los tres tipos de funcionamiento de los relés de sobrecorriente.

Los relés de protección direccional (código ANSI = 67) son los encargados de

abrir el interruptor correspondiente cuando la intensidad que circula en un sentido

determinado por el elemento eléctrico protegido supera un valor predeterminado

de arranque. Por tanto, estos relés contarán con dos unidades bien diferenciadas:

- Unidad de sobreintensidad: vigila el valor del módulo de la intensidad.

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- Unidad direccional: determina el sentido en el que está circulando la intensidad

comparando el ángulo eléctrico que forma el fasor I con el fasor de una magnitud

de referencia (habitualmente la tensión).

El funcionamiento de los relés de protección direccional se muestra en la figura 8.

Figura 8.- Protección direccional

Los relés de protección diferencial (código ANSI=87) son los encargados de abrir

los interruptores correspondientes cuando se produce una falta interna en el

elemento eléctrico que se está protegiendo. Para ello se dispone un relé de

protección diferencial en cada extremo del elemento en cuestión. Los dos relés se

comunican (a través de fibra óptica, hilos piloto, ondas portadoras u ondas de

radio) de tal modo que, si la intensidad que mide uno a la entrada es distinta a la

que mide el otro a la salida es porque se ha producido una falta interna, con lo que

los relés actúan abriendo los dos interruptores correspondientes. El esquema

básico de funcionamiento de la protección diferencial se muestra en la figura 9.

Figura 9.- Protección diferencial

Los relés de protección diferencial miden: IDif = I1 – I2 e

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IFrenado = (I1+I2)/2. La característica de la protección diferencial se muestra en

la figura 10. En esta figura se puede observar como la característica de

funcionamiento tiene una pendiente de frenado que evita la actuación de la

protección diferencial en caso de fallos externos próximos al elemento eléctrico

que se protege. En dichos fallos, I1’ e I2’ son muy altas, pudiendo llegar a saturar

a alguno de los trafos de intensidad. Supongamos que se satura el trafo de

intensidad 1. En ese caso, la I1 medida es menor a lo que debiera, con lo que la

IDif ( I1-I2) será distinta de cero cuando I1’ e I2’ son iguales. Con la pendiente de

frenado, la IDif necesaria para la actuación del relé es mayor en el caso de que la

IFrenado adquiera valores de intensidad de falta.

Figura 10.- Característica de actuación de protección diferencial

Los relés de protección de distancia (código ANSI=21) se utilizan para proteger

líneas largas. Para ello miden el cociente entre los fasores U e I, es decir, miden la

impedancia en el comienzo de la línea, Z=U/I. Así, si se produce una falta a tierra

en un punto de la línea, las magnitudes medidas por el relé al comienzo de la

misma quedarán de la siguiente manera: U disminuye, I aumenta y, por tanto, Z

disminuye mucho. El funcionamiento de la protección de distancia se muestra en

la figura 11.

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Figura 11.- Protección de distancia

En la figura 12 se muestra la evolución de la tensión en la línea al producirse una

falta a tierra en un punto de la misma.

Figura 12.- Disminución de la tensión medida en una falta a tierra

De tal modo, que la consigna de funcionamiento del relé de distancia es Z<Zm.

Dependiendo del valor que tomemos para Zm, el relé estará protegiendo un tramo

mayor o menor de la línea: si Zm = Zlínea/2, estará protegiendo la mitad de la

línea (solo actúa cuando se producen faltas a tierra en la mitad de la línea que está

protegiendo), pero si hacemos Zm = Zlínea, estará protegiendo a toda la línea.

En la figura 13 se muestra la característica de funcionamiento X-R (siendo X, la

reactancia y R, la resistencia).

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Figura 13.- Característica de funcionamiento circular de un relé de distancia

Sin embargo, hay que tener en cuenta también las impedancias de puesta a tierra,

como se muestra en la figura 14.

Figura 14.- Falta a tierra con impedancia de puesta a tierra

En este caso, la Z que mide el relé cuando se produce una falta en el extremo de la

línea es = Zlínea + Ztierra, por lo que el relé puede no actuar aún habiéndose

producido una falta, ya que la Ztierra hace que la Z medida por el relé sea mayor

a la Zm=Zlínea, es decir, la Ztierra hace que nos salgamos fuera de la

característica de funcionamiento cuando debíamos estar dentro. Para ello se toma

Zm ligeramente mayor a la Zlínea para proteger a toda la línea y, teniendo en

cuenta que la Ztierra puede ser muy resistiva se adoptan características de

funcionamiento rectangulares o cuadrilaterales, que son las que exige la CFE para

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sus líneas de transmisión. En la figura 15 se muestra como en caso de una falta a

tierra con impedancia de puesta a tierra muy resistiva, un relé de distancia con

característica rectangular actuará mientras otro con característica circular es

posible que no.

Figura 15.- Característica circular frente a característica rectangular

3.2.2.2.- Funciones de protección y medida mínimas exigidas por la CFE

En este apartado se enumeran las funciones de protección y medida mínimas

exigidas por la CFE para las líneas y transformadores que se pueden encontrar en

una subestación de transmisión de la comisión.

Líneas de transmisión de 400 kV con longitud menor de 20 km, con protección

diferencial de línea

Relé diferencial de línea de 400 kV 87L.

Relé de protección por sobrecorriente direccional de falla a tierra 67N.

Recierre monopolar aplicable a arreglos de dos interruptores 79.

Relé de protección contra falta de interruptor con redisparo monopolar 50 FI.

Relé de protección contra desbalance de tensión 60.

Relé de protección contra sobretensión y baja tensión 59/27.

Relé de supervisión de bobina de disparo SBD.

Relé verificador de sincronismo 25/27.

Relé sincronizador automático de línea 25SL.

Módulo de posición de la protección diferencial digital de bus 87B.

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Equipo medidor multifunción MM.

Líneas de transmisión de 400 kV con longitud de 20 km a 40 km, con protección

diferencial de línea y protección de distancia


Relé de protección de distancia para línea de 400 kV 21/21N.

Relé de protección pro sobrecorriente direccional de falla a tierra 67N.










Líneas de transmisión de 400 kV con longitud de 40 km a 80 km, con protección

diferencial de línea y protección por comparación direccional


Relé de comparación direccional por onda superpuesta 85L.











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Líneas de transmisión de 400 kV con longitud de mayor de 80 km, con protección

de distancia y protección por comparación direccional

Relé de protección de distancia 21/21N.

Relé de comparación direccional por onda superpuesta 85L.











Líneas de transmisión de 230 kV con protección diferencial


Relé de protección de distancia con característica cuadrilateral para línea de

230kV 21/21N.

Relé de protección por sobrecorriente direccional 67/67N.


Relé de protección contra falla de interruptor con redisparo monopolar 50 FI.





Líneas de transmisión de 115 kV con protección diferencial



Recierre tripolar 79.

Relé de protección contra falla de interruptor con redisparo tripolar 50 FI.


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Relé de supervisión de bobinas de disparo SBD.


Líneas de transmisión de 115 kV con protección de distancia

Relé diferencial de protección de distancia con característica cuadrilateral para

líneas de 115 kV 21/21N.


Recierre tripolar 79.

Relé de protección contra falla de interruptor con redisparo tripolar 50 FI.






Bancos de transformación

Relé diferencial de transformador 87T.

Relé de sobrecorriente del lado de alta 51H.

Relé de sobrecorriente del lado de baja 51L.

Relé de sobrecorriente en neutro 51N.

Relé detector de aterrizamiento de una fase por desbalance de tensión 64N.

Relé de sobrecorriente del terciario 51T.

Relé de sobrecorriente de servicios 51SP.

Relé de protección contra falla de interruptor (alta y baja) con redisparo 50FI.

2 Módulos de posición de la protección diferencial digital de bus 87B.




Equipo de medición tipo multifunción MM.

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Protección y control de interruptores de transferencia, amarre y seccionamiento

de barras

Rele de protección contra falla de interruptor con redisparo monopolar-tripolar

50FI.


Transductor de frecuencia para barras TF.


Transductor de tensión para barras TV.

Módulo de la protección diferencial de barras digital 87B.

3.2.3.- Esquema conceptual de un Tablero Integrado para Equipos de

Protección, Control y medida (TIEPCyM)

Como ya se ha explicado anteriormente, los TIEPCyM’s se disponen en las

casetas de control distribuidas cerca de la posición sobre la que están realizando

las funciones de protección, control y medida, y están compuestos por los

MCAD’s, relés, registradores de disturbios y medidores multifunción necesarios

para proteger, controlar y medir a dicha posición. El esquema conceptual de un

TIEPCyM genérico se muestra en la figura 16.

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Figura 16.- Esquema conceptual de los TIEPCyM

3.3.- NIVEL 2: NIVEL DE LA SUBESTACIÓN

En este apartado se explicarán el funcionamiento y características técnicas de los

elementos que componen el nivel 2 del sistema SICLE, es decir: la consola de

control local (CCL), la consola de ingeniería (CI), unidad ininterrumpible de

potencia (UPS) y el equipo de prueba (simulador).

3.3.1.- Consola de control local (CCL)

Es un PC de tipo industrial situado en un gabinete vertical dentro de la sala de

tableros en la caseta principal de control que permite llevar a cabo el control

íntegro de la subestación.

3.3.1.1.- Funciones

27

Las funciones principales que desempeña la consola de control local son las

siguientes:

- En primer lugar, adquisición de datos recogidos en el nivel 1 de la subestación

(medidas de los medidores multifunción y estados de los relés) a través de los

MCAD’s. Las consolas de control local deben incluir los recursos de

programación que permitan la instalación y ejecución de aplicaciones propietarias

para acceso a toda la información de los relés de protección, medidores

multifunción y PLC’s de los MCAD’s. Esta adquisición de datos puede llevarse a

cabo: de manera cíclica en intervalos de tiempo seleccionables por el operario,

activada por el operario en un instante determinado, o por una ocurrencia puntual

de un evento.

- En segundo lugar, ejecución de órdenes de control sobre la aparamenta eléctrica

de la subestación.


La CFE exige una serie de requisitos mínimos que deben cumplir las consolas de

control local.

Características de la CPU:

Debe ser capaz de procesar un mínimo de 100 millones de instrucciones por

segundo.

Disco duro de 9 GB.

Memoria RAM 128 MB con verificación de integridad ECC, expandible a 256

MB.

Inerfaz de red ethernet IEEE 802.3.

Medio masivo de almacenamiento tipo ZIP para 100 MB mínimo.

Capacidad de direccionamiento de al menos 32 bits.

Características del monitor:

Monitor cromático.

De 482,6 mm o mayor, tipo SUVGA o superior de alta resolución.

Controles de vídeo de acceso frontal.

28

Los caracteres (alfanuméricos y símbolos especiales) deben manejarse en modo

gráfico.

Características del teclado:

Alfanumérico y funcional (ergonómico).

Teclado funcional de tipo dedicado gráfico en pantalla.

Movimiento dinámico tipo Track-Ball.

Sistema Operativo:

Debe ser UNIX.

Interfaz hombre-máquina:

El propósito de la interfaz hombre-máquina es dotar al personal de operación y

técnico de medios gráficos para procesar rápida y fácilmente los datos requeridos

del sistema y desarrollar, con seguridad, las operaciones necesarias de control

supervisorio a nivel local.

Procesamiento de datos:

El procesamiento de datos debe incluir los siguientes conceptos:

Vigilancia de límites operativos.

Vigilancia de la razón de cambio de variables históricas.

Facilidad para procesar información de variables digitales y anlógicas de la base

de datos en tiempo real por medio de lenguajes de programación ANSI C o C++.

Creación y actualización de variables calculadas en la base de datos en tiempo real

generadas por los algoritmos programados en lenguaje de programación ANSI C

o C++.

Despliegue de alarmas (digitales y analógicas):

Las alarmas deben ser presentadas en forma escrita en pantalla y audibles. Se

deben incluir al menos dos niveles de configuración por el usuario, tanto de color

como de sonido.

Resumen histórico de alarmas de al menos 1000 eventos.

29

3.3.2.- Consola de ingeniería (CI)

Realiza las mismas funciones y se le exigen los mismos requisitos mínimos en

cuanto a sus características técnicas que a las CCL. La diferencia reside en que la

CI se ubica en un estudio ergonómico dentro de la sala de despachos en la caseta

principal de control.

3.3.3.- Unidad ininterrumpible de potencia (UIP)

La unidad ininterrumpible de potencia tiene como función alimentar el equipo que

por sus funciones requiera de una alimentación continua, esto es consolas de

operación local, impresoras, servidores, equipos de comunicación, entre otros. La

UPS debe tener una regulación de tensión de ± 1 %, soportar una temperatura

ambiente de -10 grados centígrados a 50 grados centígrados, incluir baterías

libres de mantenimiento para soportar la carga requerida durante una hora. La

UPS debe tener una capacidad mínimo de 50% más que la carga total conectada.

3.3.4.- Equipo de prueba (simulador)

La CFE exige un equipo de prueba que permita la ejecución de las actividades de

mantenimiento, configuración y diagnóstico de los diferentes componentes que

conforman el Sistema.

El equipo de prueba debe ser del tipo portátil e incluir: software, licencias,

estuche, manuales y módem de comunicación serial. Además, debe proporcionar

las siguientes facilidades:

- Que permita probar funcionalmente el sistema simulando el centro de control.

- Que permita la personalización del sistema a través de la reprogramación de sus

parámetros.

- Simular la totalidad de funciones.

- Monitorear el canal de comunicaciones para analizar el flujo de información en

ambos sentidos.

- Programar y desarrollar las funciones de controlador lógico programable (PLC).

- El equipo de prueba debe permitir la personalización y simulación de la totalidad

de las funciones del sistema.

30

- Durante las maniobras de mantenimiento in situ, el equipo de prueba debe

permitir la visualización del unificar completo de la subestación desde cualquiera

de las casetas distribuidas

- Como complemento del equipo de prueba, se debe incluir el suministrote un

juego de módems externos para la comunicación en el nivel superior.

- Tarjeta para conexión a red Lan ethernet 802.3.

3.4.- NIVEL 3: NIVEL DE CONTROL REMOTO

La conexión con las UTM’s, que serán los centros de operación de Transmisión

Zonal desde los que se podrán controlar distintas subestaciones de transmisión de

una zona determinada, se hará a través de un servidor SCADA (redundante) y a

través de una Red WAN.

3.4.1.- Servidor SCADA

El servidor SCADA debe ser redundante, permitiendo la conexión con las UTM’s

a través de dos medios físicos distintos. Los medios típicos para dicha conexión

serán: ondas de radio, vía satélite, fibra óptica y ondas portadoras (OPLAT).

Los protocolos con los que debe trabajar el servidor SCADA son los siguientes:

a) Con el nivel superior: protocolo DNP 3.0.

b) Con el nivel inferior: se utilizará el protocolo propuesto por el proveedor

basado en estándares internacionales y de dominio público (DNP 3.0, UCA2,

IEEE 802.3). Dicho protocolo debe ser analizado por la CFE para su uso. La

figura 17 muestra de una manera simple las conexiones de los servidores SCADA

con las UTM’s (Unidades terminales Maestras) o también llamadas CCR’s

(Consolas de Control Remoto).

31

Figura 17.- Conexión de servidores SCADA con las UTM's

Las características técnicas del servidor SCADA exigidas por la CFE son las

siguientes:

- Debe incluir una CPU de uso industrial con tecnología equivalente a Intel

Pentium II de 350 MHz o Motorota 68060 de 66 MHz., con bus del

microprocesador para datos de 32 bits, almacenamiento en memoria RAM con

verificación de integridad ECC con capacidad para el proceso del total de las

aplicaciones descritas en esta especificación más un 100 % de espacio libre para

su crecimiento, interfaz de red ethernet IEEE 802.3 y controlador de

comunicaciones para enlaces serie SCADA a nivel superior.

- Debe estar habilitado con dos puertos de comunicación vía serie RS232.

- Los canales deben estar provistos de circuitos que los protejan contra transitorios

que se induzcan en el medio de comunicación.

3.4.2.- Conexión a través de Red WAN

La conexión de los DEI’s con las UTM’s se dará también de un modo directo (sin

mediar MCAD’s ni servidores SCADA) por medio de una Red WAN. Para ello

será necesario:

a) La comunicación en Red LAN Ethernet con protocolo TCP/I, desde los DEI’s

hasta el router.

b) Router, el cual permitirá la conexión a la Red WAN. El router deberá cumplir

una serie de características técnicas en cuanto a:

32

Software

Debe ser programable por software locl y/o remoto, debiendo residir dicho

software en el router y ejecutarse con recursos del propio router.

Debe estar equipado con la versión más reciente de software para la operación y

administración del router.

Debe incluir soporte de configuración y monitoreo por el usuario por cada uno de

los puertos.

Debe tener compatibilidad y conectividad al 100 % con routers TCP/IP en

operación de la red CFE.

Hardware

Procesador 68030 a 20 MHz.

Un puerto Ethernet.

Diez puertos para canales vía serie.

Memoria flash 8 MB.

Memoria DRAM 8MB.

Incluye Módem para la conexión a la Red WAN que cumpla con las siguientes

características y funciones: señales digitales en la banda 0,3 a 3,4 kHz, velocidad

de transferencia de datos de 33,6 a 115 kBPS con compresión de datos, equipado

con modo de operación de autodetección de velocidad de 33,6 a 2,4 kBPS y con

modo de almacenamiento no volátil.

c) Firewall: para la conexión entre la Red WAN y el nivel de la subestación (en el

que están conectados el servidor SCADA, CCL,CI y MCAD’s) será necesario un

equipo para el filtrado del protocolo TCP/IP que permita:

Controlar el acceso a aplicaciones específicas.

Habilitar-deshabilitar el bloqueo de servicios TCP/IP.

Posibilidad de configuración y autodiagnóstico.

En la figura 18 se muestra la conexión a la Red WAN de los DEI’s del primer

nivel de la subestación.

33

Figura 18.- Conexión de los DEI's con las UTM's a través de la red WAN

3.5.- SISTEMA DE COMUNICACIONES

La CFE exige la utilización de unos protocolos de comunicación para los distintos

niveles del sistema de comunicaciones del SICLE con el fin de crear un sistema

abierto, de tal modo que:

- se facilite la posible realización de ampliaciones en el sistema.

- se permita la utilización de dispositivos de distintos fabricantes, siempre y

cuando éstos cumplan con los protocolos fijados por la CFE.

3.5.1.- Niveles de comunicación según ISO

Un protocolo de comunicaciones representa un acuerdo entre las diferentes partes

de una red de cómo los datos deben ser transferidos.

La ISO ha desarrollado un modelo estándar para los sistemas de comunicación de

datos llamada OSI, que conste en 7 niveles de comunicación:

Nivel físico

34

Es el tendido y los cables. El nivel físico se encarga de las conexiones eléctricas y

señales. Los niveles superiores usan el nivel físico para comunicarse.

Probablemente el estándar más conocido del nivel físico es el RS232, el cual

define qué señales debe llevar cada pin y cuándo un nivel de tensión representa un

1 ó un 0. Permite la comunicación punto a punto entre la DTE (Data Terminal

Equipment) que habitualmente es un PC, aunque también puede ser otro

dispositivo electrónico (por ejemplo: un relé) y la DCE (Data Communication

Equipment) que suele ser un módem para comunicación desde el PC a una red

(línea telefónica), pero que también puede ser otro dispositivo electrónico (por

ejemplo: un MCAD), por medio de un cable que tiene en sus extremos terminales

DB25 (macho para DCE y hembra para DTE). En la figura 19 se muestra un

ejemplo de conexión en RS232.

Figura 19.- Conexión en RS 232

Nivel de enlace

Una vez hechas las conexiones eléctricas y físicas, es necesario establecer un

control del flujo de datos entre los dos extremos del sistema de comunicación.

El nivel de enlace junta caracteres para formar cadenas de mensajes y los

comprueba antes de enviarlos. Es posible que también mande mensajes de

comprobación de errores y recuperación en caso de pérdida de datos.

35

Ejemplos de protocolos de comunicación en este nivel son el HDLC (High-Level

Data Link Control) y el ADCCP (Advanced Data Communications Control

Procedures).

Nivel de red

Las grandes redes normalmente ofrecen distintos caminos de conducir la

información del nivel de enlace de un punto a otro. El nivel de red se encarga de

decidir por dónde deben de viajar los datos físicamente en función de las

condiciones de la red, prioridades del servicio y otros factores.

Un ejemplo de protocolo en este nivel es el IP.

Nivel de transporte

El nivel de transporte hace funciones muy parecidas al nivel de red. Este nivel se

encarga de detectar posibles bloqueos y caídas del sistema para buscar rutas

alternativas o salvar los datos hasta que se restablezca la conexión.

Un ejemplo de protocolo en este nivel es el TCP.

Nivel de sesión

Realiza las funciones que permiten que dos aplicaciones se comuniquen a través

de la red, desempeñado las tareas de seguridad identificación de usuarios, entrada

al sistema, administración y otras tareas similares.

Ejemplos de protocolo en este nivel son el NetBIOS y APPC.

Nivel de presentación

Este nivel también maneja la codificación de los datos y algunos formatos

especiales de ficheros. Formatea los ficheros y las pantallas para que el producto

36

final obtenido sea de la forma que el programador pretendía. Define, en definitiva,

la presentación de la información en pantallas: caracteres, gráficos, etc.

Nivel de aplicación

Es donde reside el sistema de aplicación, el cual permite: compartir ficheros, colas

de impresión, correo electrónico, gestión de cuentas y de bases de datos. Este

nivel es el que controla el usuario directamente.

Protocolos que abarcan varios niveles de comunicación

Existen protocolos que abarcan varios niveles de comunicación, así por ejemplo:

Ethernet e IEEE 802.3, abarcan el nivel físico y en el nivel del enlace.

TCP/IP, abarca el nivel de red y el nivel de transporte.

DNP 3.0 y UCA2, abarcan el nivel de red, nivel de transporte y nivel de

aplicación.

3.5.2.- Protocolos de comunicación exigidos por la CFE

En este apartado se enumeran los protocolos de comunicación exigidos por la

CFE para los distintos niveles de la subestación.

- En el Nivel 1, la comunicación entre DEI’s y MCAD’s se hará por

comunicación vía serie a través de canales RS232 o RS485, con protocolo DNP

3.0

- En el Nivel 2, como medio físico se exige la utilización de fibra óptica con

protocolo IEEE 802.333 (para nivel físico – fibra óptica- y de enlace) y protocolos

DNP 3.0 ó UCA2 (para nivel de red, transporte y aplicación).

Los cables de fibra óptica deben se de construcción completamente dieléctrica con

cubierta final de polietileno. El suministro incluye el tendido de un cable desde la

caseta principal de control hasta cada una de las casetas distribuidas de control,

37

con l número de fibras necesarias (al menos 16) para la realización de las

funciones de protección, teleprotección y control distribuido, más cuatro fibras de

reserva. Los cables ópticos se rematarán en ambos extremos en un distribuidor

óptico incluyendo las fibras de reserva y del distribuidor óptico a los equipos se

utilizarán cables flexibles de interconexión.

- En el nivel 3, los medios físicos típicos empleados para la conexión con los

centros de control remoto son: Radio enlace (1’5 – 7 GHz), vía satélite, OPLAT,

fibra óptica

- Conexión a través de la red WAN. Como ya se ha explicado en el apartado 3.4,

la conexión a través de la red WAN se hace mediante una red LAN Ethernet con

protocolo TCP/IP desde los DEI’s hasta el router. Este dispositivo debe cumplir

las siguientes características:


Un puerto Ethernet.

Dos puertos seriales síncronos de alta velocidad.

Ocho puertos seriales asíncronos.

Memoria flash 8 MB.

Memoria DRAM 8 MB.

Fuente de alimentación de 48 VCD.

Dos cables RS232 DTE.

Cables para la conexión de 8 puertos asíncronos RS232.

4.- NIVELES DE PRIORIDAD OPERACIONAL

Los niveles de prioridad operativa y de control del sistema eléctrico primario

siguen un orden descendiente. Así, de mayor a menor, la prioridad operativa

podemos enumerar los siguientes niveles:

Nivel 1: Automatismos locales programados o de acción independiente en

MCAD.

38

Nivel 2: Control y supervisión directamente en dispositivos o equipo eléctrico

primario en bahía.

Nivel 3: Control y supervisión desde las casetas distribuidas mediante un mímico

miniatura.

Nivel 4: Control y supervisión local desde la caseta principal de control.

Nivel 5: Telecontrol y supervisión desde el nivel superior en tiempo real a través

de los sistemas SCADA.

Es decir, si, por ejemplo, desde el automatismo local de un MCAD se envía una

acción de control que se contradice a otra enviada desde la CCL, la acción que se

llevará a cabo es la correspondiente al del automatismo local del MCAD al estar

en un nivel de prioridad operacional superior.

5.-PARTES DE REPUESTO

La CFE exige el suministro de un lote con partes de repuesto compuesto por los

elementos, dispositivos y tarjetas necesarias para dar mantenimiento a los

distintos equipos y elementos del sistema, considerando el MTBF (Mean Time

Between Failures) y el MTTR (Mean Time To Repair) calculados con base en su

experiencia, garantizando el suministro de estos componentes por un periodo no

menor a 10 años.

Las partes de repuesto mínimos que deben incluir el suministro son los siguientes:

MCAD:

a) por cada sistema que incluya hasta 9 MCAD’s, se suministrará un módulo

completo MCAD.

b) por cada sistema que incluya 10 o más MCAD’s, se suministrará dos

módulos completos MCAD’s.

CCL:

39

a) una tarjeta de red.

b) Una fuente de alimentación.

Además de estas partes de repuesto mínima exigidas, el proveedor debe incluir en

la oferta las partes de repuesto adicionales necesarias para cumplir con el requisito

de garantía de suministro por un periodo no menor a 10 años.

6.- COMPARACIÓN DEL SISTEMA SICLE CON EL SISTEMA

SISCOMPROMM

Así como el SICLE es el sistema integrado de protección, control y medida

exigido por la CFE para las subestaciones de transmisión, el SISCOPROMM lo es

para las subestaciones de distribución. Las diferencias entre ambos en los distintos

niveles de la subestación se explican a continuación.


CONTROL Y MEDIDA

Existen una serie de diferencias entre los sistemas SICLE y SISCOPROMM en lo

referente a los equipos que se encuentran en el primer nivel de dichos sistemas

integrados de protección, control y medida. Dichas diferencias se refieren a:

- Las funciones de protección mínimas exigidas en ambos sistemas

- Las características técnicas exigidas para los módulos de control y adquisición

de datos.

- La disposición de los DEI’s (ubicación en casetas distribuidas o en la caseta

principal de control) dentro de la subestación

6.1.1.- Funciones de protección mínimas

Las funciones de protección mínimas que se deben exigir a un sitema de

protección dependerán, entre otros aspectos, del nivel de tensión en el que nos

encontremos. Como los niveles de tensión que se manejan en un sistema

40

SISCOPROMM (subestaciones de distribución: 13’8 kV – 115 kV) son distintos a

los que se manejan en un SICLE (subestaciones de transmisión: 115 kV – 400

kV), las funciones mínimas de protección que exige la CFE para los distintos

elementos eléctricos asociados a estos dos sistemas serán distintas.

Así, por ejemplo:

Las funciones mínimas de protección de una línea típica conectada a una

ubestación son:

En SISCOPROMM: protección de sobrecorriente (50/51F, 50/51N), protección de

reenganche automático (79), protección de caídas de frecuencia (81), supervisión

de bobina de disparo (SBD).

En SICLE: protección diferencial de línea (87L) y/o de distancia (21), protección

contra falta de interruptor (50 FI), protección contra desbalance de tensión (60),

protección contra sobretensión y baja tensión (59/27) y verificador de sincronismo

(25), supervisión de bobina de disparo (SBD).

Las funciones de protección mínimas para transformadores de potencia:

En SISCOPROMM: protección diferencial de transformador (87T), protección de

sobrecorriente AT (50/51F, 50/51N), protección de sobrecorriente MT (50/51F,

50/81N), protección de sobrecorriente de neutro (51NT), internos de

transformador y supervisión de bobina de disparo (SBD).

En SICLE: protección diferencial de transformador (87T), protección de

sobrecorriente AT (50/51F, 50/51N), protección de sobrecorriente MT (50/51F,

50/81N), protección de sobrecorriente de neutro (51NT), internos de

transformador, desbalance de tensión (64N), supervisión de bobina de disparo

(SBD).

6.1.2.- Módulos de control y adquisición de datos

41

Son dispositivos electrónicos que permiten la comunicación entre DEI’s y el nivel

de la subestación, permitiendo así:

- El paso de información de los DEI (Relés, MM’s) hacia niveles superiores.

- Ejecución de órdenes enviadas desde la CCL, CI o UTM.

Los dispositivos que realizan estas funciones en un sistema SISCOPROMM

tienen una serie de diferencias con sus análogos del SICLE:


En el SICLE se pide que estos dispositivos tengan una serie de características

técnicas que no se piden en el SISCOPROMM. Así, en el SICLE los MCAD’s

deben contar con:

- mímico miniatura digital con implementación de los esquemas de control para la

apertura y cierre local de interruptores y cuchillas.

- conmutador local – remoto - prueba para habilitar/deshabilitar las salidas de

control además de una indicación visual local y remota para cada posición.

6.1.2.2.- Cantidad

En el SICLE se exige 1 MCAD por interruptor, mientras que en el

SISCOPROMM se pide 1 UCAD por cada 5 interruptores.

6.1.2.3.- Nomenclatura

En el SICLE se habla de DEI’s refiriéndonos a relés, registradores de fallas y

medidores multifunción, diferenciando a éstos de los MCAD’s. Sin embargo, en

el SISCOPROMM se incluyen dentro del concepto de DEI a los dispositivos

electrónicos encargados del control y adquisición de datos (UCAD, Unidad de

Control y Adquisición de Datos). Por lo tanto:

En SICLE:

42

- DEI’s = Relés, Registradores de fallas y Medidores Multifunción.

- MCAD’s.

En SISCOPROMM:

- DEI’s = Relés, Registradores de fallas Medidores Multifunción.

- UCAD’s.

6.1.3.- Disposición de los elementos de protección, control y medida en

casetas

En el SISCOPROMM, todo el sistema integrado de protección, control y medida

se encuentra en la caseta principal de control. En el SICLE habrá una caseta

principal de control en la que se encontrarán: CCL, CI, servidor SCADA y

Tableros Integrados para Equipos de Protección y Medida (TIEPyM’s) para las

posiciones de 115 kV, pero además, habrá casetas de control distribuido cercanas

a las posiciones de 400 kV y 230 kV en las cuales se encontrarán los tableros

integrados para protección, control y medida correspondientes a los equipos

eléctricos de dichas posiciones.

6.2.- NIVEL 2: NIVEL DE LA SUBESTACIÓN

En lo referente al nivel dos del sistema, las diferencias entre el SICLE y el

SISCOPROMM se centran en dos aspectos:

- Canal físico de comunicación exigido para este nivel.

- Configuración exigida para la arquitectura del sistema.

6.2.1.-Canal físico de comunicación

En el sistema SISCOPROMM la comunicación en este nivel se hace a través de

canales serie RS232/RS485. Sin embargo, en el SICLE el medio exigido es la

fibra óptica. Este hecho se debe las mayores distancias existentes entre los

MCAD’s debidas a la disposición con casetas distribuidas.

43

6.2.2-Configuración

SISCOPROMM: La configuración de un sistema SISCOPROMM es una

configuración en estrella. De tal manera, que los UCAD’S se conectan al PPS =

Programador Principal de la Subestación. Éste está conectado, a su vez:

- al IHM = Interfaz Hombre Máquina, que permite llevar a cabo el control local de

la subestación, a través de RS232/RS485.

- a la CCR (Consola de control Remoto o Unidad terminal maestra), típicamente a

través de ondas de radio.

En la figura 20 se muestra el diagrama conceptual de un sistema SISCOPROMM.

Figura 20.- Diagrama conceptual de un sistema SISCOPROMM

SICLE: Como ya se ha explicado en el punto 3.1, en principio la configuración

exigida por la CFE para el SICLE es la configuración estrella, cuyo esquema se

muestra en la figura 1 del presente proyecto. En esta configuración todos los

MCAD’s se conectan a un concentrador al que también están conectados:

44

- el servidor SCADA, que permitirá el acceso a la UTM mediante típicamente

ondas de radio.

- la CCL y la CI que permitirán el control local de la subestación.

Pero, el estudio de sistemas SICLE implantados con la aprobación de la CFE, nos

hace ver que también es posible para este sistema la configuración en anillo, cuyo

esquema se muestra en la figura 2 del presente proyecto. En esta configuración

tanto los MCAD’s, como todos los elementos del nivel 2 (servidor SCADA, CCL,

CI) están conectados a través de una red en anillo en fibra óptica.

6.3.-NIVEL 3: NIVEL DE CONTROL REMOTO

En el nivel de control remoto, las diferencias entre los sistemas SICLE y

SISCOPROMM se centran en dos aspectos:

- Conexión con la consola de control remoto (CCR) a través de la red WAN.

- Las consolas de control remoto en ambos sistemas.

6.3.1.- Conexión con la CCR a través de la red WAN

En el SISCOPROMM la conexión con la Red WAN se hace a través de una Red

LAN Ethernet TCP/IP que conecta al PPS con el Router. Sin embargo, en el

SICLE la conexión a través de la Red LAN Ethernet TCP/IP se hace directamente

desde los DEI’s. En la figura 21 se puede ver el esquema de la conexión a la red

WAN en un sistema SISCOPROMM, el del sistema SICLE se refleja en la figura

18.

Figura 21.- Conexión con la CCR a través de la red WAN en SISCOPROMM

45

6.3.2.- La CCR (UTM)

Las CCR’s (consolas de control remoto), también llamadas UTM’s (unidades

terminales maestras) serán distintas en ambos sistemas.

- SISCOPROMM: Centros de operación de distribución zonal.

- SICLE: Centros de operación de transmisión zonal.

46

IV.- ESPECIFICACIONES PARTICULARES DEL

SICLE A IMPLANTAR EN LA SUBESTACIÓN SANTA

MARÍA

En este apartado se explican las especificaciones que exige la CFE para el sistema

SICLE a implantar en la subestación Santa María, perteneciente al proyecto 126

SLT 801 ALTIPLANO. Se empezará realizando una breve descripción de dicho

proyecto (apartado 1) y a continuación (apartado 2) se explicará cómo debe ser el

SICLE a implantar en una de las subestaciones de dicho proyecto, siendo la

elegida para ello la subestación Santa María.

1.- INFORMACIÓN GENERAL DEL PROYECTO 126 SLT 801

ALTIPLANO

El proyecto 126 SLT 801 ALTIPLANO está integrada por doce líneas de

transmisión y siete subestaciones (dos obras nuevas y cinco de ampliación). Estas

obras se localizan en los estados de Guanajuato y Querétaro.

1.1.- LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A CONSTRUIR

En este apartado se explican las características de las líneas de transmisión a

construir en el proyecto 126 SLT 801 ALTIPLANO.

L.T. Salamanca II – Valle de Santiago

Esta línea de transmisión requiere el tendido del segundo circuito con un

conductor ACSR/AS 477 por fase para una tensión nominal de 115 kV, así mismo

forma parte de esta obra la construcción y el desmantelamiento.

L.T. Las Fresas Entq. Salamanca II - Potrerillos

Esta línea de transmisión tendrá una longitud aproximada de 0,365 km, inicia en

el marco de la subestación Las Fresas en torres de dos circuitos y termina sobre el

47

eje de la línea existente Salamanca II – Potrerillos. Se instalan dos circuitos con

dos conductores ASR/AS 1113 por fase para una tensión nominal de 400 kV, a

una frecuencia de 60 Hz.

L.T. Las Fresas Entq. Abasolo II- Irapuato I

Esta línea de transmisión operará a una tensión nominal de 115 kV, con un

conductor ACSR/AS 795 y a una frecuencia de 60 Hz.

L.T. Las Fresas Entq. Irapuato Pte. Irapuato Industrial

Esta línea de transmisión tendrá una longitud aproximada de 6,85 km, inicia en el

marco de la subestación Las Fresas con torres de dos circuitos y tiene como punto

final el entronque con la L.T. Irapuato Poniente – Irapuato Industrial. Será

necesario instalar un conductor ACSR/AS 795 por fase para una tensión nominal

de 115 kV, a una frecuencia de 60 Hz. Incluye la instalación de un cable de

guarda AAS 7#8 y un cable de guarda con fibras ópticas integrada desde la

subestación Las Fresas hasta la subestación Irapuato Poniente con una longitud

aproximada de 10 km.

L.T. Santa María Entq. Querétaro Potencia – Salamanca P.V.

Esta línea de transmisión tendrá como inicio la subestación de Santa María y

como punto final el entroque con la Línea de Transmisión actual Querétaro Pot.-

Salamanca P.V. L1, con una longitud total aproximada de 1,40 km. Se construirá

en torres de dos circuitos con dos conductores ACSR/AR 1113 por fase para una

tensión nominal de 400 kV y dos cables de guarda AAS 7#8.

L.T. Santa María – Celaya

Esta línea de transmisión tendrá como inicio la subestación Santa María y como

punto final la subestación Celaya I, con una longitud total aproximada de 12,20

km. Se construirá en torres autosoportadas de dos circuitos y postes troncocónicos

de cuatro circuitos , efectuándose únicamente el tendido del primer circuito, con

48

un conductor ACSR/AS 795 por fase para una tensión nominal de 115 kV y cable

de guarda AAS 7#8.

L.T. Santa María – Ojo Seco


punto final la subestación Ojo Seco, con una longitud total aproximada de 20,10

km. Se construirá utilizando torres autosoportadas con capacidad para dos

circuitos efectuándose únicamente el tendido del primer circuito, con un

conductor ACS/AS 795 por fase para una tensión nominal de 115 kV, y dos

cables de guarda AAS 7#8.

L.T. Santa María – Apaseo


punto final la subestación Apaseo, con una longitud total aproximada de 3,69 km.

Se construirá en torres autosoportadas de dos circuitos, realizándose solamente el

tendido del primer circuito con un conductor ACSR/AS 795 por fase para una

tensión nominal de 115 kV, un cable de guarda AAS 7#8 y un cable de guarda

con fibras ópticas (CGFO).

1.2.- SUBESTACIONES A AMPLIAR

En este apartado se explican brevemente las características de las subestaciones ya

existentes, pero en las que serán necesarias obras de ampliación.

Valle de Santiago

Es una subestación existente de 115/13,8 kV. Las obras de ampliación consisten

en construir un alimentador (para doble circuito) de 115 kV para la L.T. Valle de

Santiago – Salamaca II.

Celaya II

49

Es una subestación existente de 230/115/13,8 kV. Las obras de ampliación

consisten en la construcción de un alimentador (para doble circuito) en 115 kV

para la L.T. Celaya II – Santa María.

Ojo Seco


en la construcción de un alimentador (para doble circuito) en 115 kV para la L.T.

Ojo Seco – Santa María.

Apaseo


en la construcción de dos alimentadores (para doble circuito) en 115 kV para las

L.T. Apaseo – Santa María y Apaseo – Apaseo Oriente.

Salamanca II

Es una subestación existente de 230/115 kV. Las obras de ampliación consisten en

la construcción de un alimentador (para doble circuito) en 115 kV para la L.T. que

enlazará esta subestación con la de Valle de Santiago.

1.3.- SUBESTACIONES NUEVAS

Las características principales de las dos subestacione de nueva construcción en el

proyecto 126 SLT 801 ALTIPLANO se recogen a continuación.

Las Fresas

La subestación Las Fresas constará de:

- Un banco de transformación de 375 MVA formado por tres transformadores

monofásicos de 125 MVA cada uno con tensiones de 400/115/34,5 kV y uno más

de reserva de la misma capacidad y relación que el anterior.

50

- Cuatro alimentadores de 400 kV para las líneas de transmisión que enlazarán a

esta subestación con las subestaciones Salamanca II y Potrerillos.

- Seis alimentadores de 115 kV para las líneas de subtransmisión que enlazarán a

esta subestación con las subestaciones Abasolo II, Cuerámaro, Irapuato I, Irapuato

II, Irapuato Industrial e Irapuato Poniente.

El arreglo de barras en 400 kV será de interruptor y medio en “U”. Para el nivel

de 115 kV el arreglo será de Barra Principal y Barra Auxiliar con interruptor de

amarre o transferencia.

Santa María

La subestación Santa María constará de:

- Un banco de transformación de 375 MVA formado por tres transformadores

monofásicos de 125 MVA cada uno con tensiones de 400/115/34,5 kV y uno más

de reserva de la misma capacidad y relación que el anterior.

- Cuatro alimentadores de 400 kV para las líneas de transmisión que enlazarán a

esta subestación con las subestaciones Salamanca PV y Querétaro Potencia.

- Cinco alimentadores de 115 kV para las líneas de subtransmisión que enlazarán

a esta subestación con las subestaciones Apaseo, Celaya Industrial, Celaya I,

Celaya II y Ojo Seco.

El arreglo de barras en 400 kV será de interruptor y medio en “U”. Para el nivel

de 115 kV el arreglo será de Barra Principal y Barra Auxiliar con interruptor de

amarre o transferencia.

En las dos subestaciones nuevas a construir (Las Fresas y Santa María) la CFE

exige la implantación de un sistema integral de control de Estación SICLE.

Se ha elegido la subestación de Santa María para realizar el estudio de dicho

sistema aplicado a una subestación real, debido a que, siendo ambas subestaciones

muy similares (como se puede ver en la breve descripción realizada

anteriormente) la información acerca de las ofertas recibidas para implantar el

sistema SICLE es más completa en el caso de la subestación Santa María.

51

2.- SICLE A IMPLANTAR EN LA SUBESTACIÓN SANTA

MARÍA

En este apartado se explican las especificaciones particulares que la CFE exige

para el SICLE a implantar en la subestación Santa María


CONTROL Y MEDIDA

Las características técnicas mínimas exigidas por la CFE para los dispositivos del

primer nivel del sistema SICLE a implantar en la subestación Santa María se

recogen a continuación.

2.1.1.- MCAD’s

Los MCAD’s formarán parte de los Tableros Integrales para Equipos de

Protección, Control y Medida (TIEPCyM’s) del sistema. Para la correcta

integración entre los distintos equipos que componen estos tableros, los MCAD’s

deben estar avalados por el fabricante de los equipos de control supervisorio.

Todos los MCAD’s, tanto de servicios auxiliares como de los TIEPCyM’s deben

ser de la misma marca.

Serán de dos tipos:

- Tipo I: 64 Entradas digitales, 32 Entradas analógicas, 16 Salidas de control

dobles (A/C).

- Tipo II: 128 Entradas digitales, 12 Salidas de control dobles (A/C), 12 Salidas de

control Latch.

2.1.2.- Tableros Integrados para Equipos de Protección, Control y Medida

(TIEPCyM’s)

52

Los TIEPCyM’s estarán distribuidos de la siguiente manera:

3 Casetas Distribuidas de Control:

Caseta Distribuida 1:

En esta caseta se situarán los TIEPCyM’s para las líneas de transmisión

Salamanca (C1) y Querétaro (C1):

- sección LA 85-2 para la línea Salamanca (C1).

- sección LA 21-2* para la línea Querétaro (C1).


En esta caseta se situarán los TIEPCyM’s para el banco de transformadores y para

la línea Querétaro (C2):

- sección TA7 para el banco de transformadores.

- sección LA 21-2* para la línea Querétaro (C2).


En esta caseta se situarán los TIEPCyM’S para la línea Salamanca II (C2) y para

el circuito de futura construcción:

- sección LA 85-2 para la línea Salamanca (C2).

Caseta Principal de Control:

En esta caseta se situarán las secciones de protección y control de las 5 líneas

conectadas al nivel de 115 kV:

- sección L787, para el circuito a la subestación Apaseo (C1).

- sección L721, para los circuitos a las subestaciones Celaya II (C1), Celaya

Industrial (C1), Celaya I (C1) y Ojo Seco (C1).

También se incluirán en esta caseta las siguientes secciones:

53

- sección MM, consta de seis medidores multifunción: cinco para las líneas de 115

kV y una para el transformador en el lado de 115 kV.

- sección BUS, para la transferencia y amarre de las barras de 115 kV.

Las funciones de protección y medida exigidas por la CFE para cada una de las

secciones (tableros) citados anteriormente se detallan en las tablas 1, 2, 3, 4, 5 y 6.

54

SECCIÓN LA85-2CANTIDAD DESCRIPCIÓN ANSI MODELO FABRICANTE

1

Relé de protección porcomparación direccional paralínea de 400 Kv 85L

1Relé de protección de distanciapara línea de 400 kV 21/21N

1Relé de protección porsobrecorriente direccional 67N

1 Recierre monopolar 79 1 por

interruptorRelé de protección contra fallade interruptor 50 FI

1Relé de protección contradesbalance de tensión 60

1Relé de protección contrasobretensión y bajo tensión 59/27

2 porinterruptor

Relé de supervisión de bobina dedisparo SBD

1 Relé verificador de sincronismo 25/27 1 Registrador de disturbios RD

1Equipo de medición tipomultifunción MM

1 porinterruptor

Módulo de control y adquisiciónde datos MCAD

Tabla 1 .- Sección LA 85-2

55

SECCIÓN TIPO LA21-2*CANTIDA

D DESCRIPCIÓN ANSI MODELO FABRICANTE

1Relé diferencial de línea de400 kV 87L

1Relé de protección dedistancia para línea de 400 kV 21/21N


1Recierre monopolar aplicablea arreglos de dos interruptores 79

1 porinterruptor

Relé de protección contrafalla de interruptor 50FI

1Relé de protección contradesbalance de tensión 60

1Relé de protección contrasobretensión y baja tensión 59/27

2 porinterruptor

Relé de supervisión de bobinade disparo SBD

1Relé de verificador desincronismo 25/27

1 Registrador de disturbios RD

1Equipo de medidamultifunción MM

1Módulo de control yadquisición de datos MCAD

Tabla 2.- Sección LA21-2*

56

SECCIÓN TIPO L721CANTIDAD DESCRIPCIÓN ANSI MODELO FABRICANTE

1Relé de protección de distanciapara línea de 115 Kv

21/21N

1Relé de protección porsobrecorriente direccional

67/67N

1 Recierre tripular 79 1 por

interruptorRelé de protección contra falla deinterruptor 50FI

1 Relé de verificador de sincronismo 25/271 Registrador de disturbios RD 1 Lote de relés auxiliares necesarios RX

2 porinterruptor


1 Equipo de medida multifunción MM

1Módulo de control y adquisición dedatos

MCAD

Tabla 3,- Sección L721

57

SECCIÓN TIPO L787CANTIDA

D DESCRIPCIÓN ANSI MODELO FABRICANTE

1Relé diferencial de línea de 115kV 87L


1 Recierre tripular 79 1 por

interruptorRelé de protección contra falla deinterruptor 50FI


1 Registrador de disturbios RD

1Lote de relés auxiliaresnecesarios RX

2 porinterruptor


1 Equipo de medida multifunción MM

1Módulo de control y adquisiciónde datos MCAD

Tabla 4.- Sección L787

SECCIÓN TIPO BUSCANTIDAD DESCRIPCIÓN ANSI MODELO FABRICANTE

1 porinterruptor

Relé de protección contra fallade interruptor 50FI

1 Relé de sincronismo 25/27

1Transductor de frecuencia parabarras TF

1Transductor de tensión parabarras TV

2 porinterruptor



Tabla 5.- Sección BUS

58

SECCIÓN TIPO TA7CANTIDAD DESCRIPCIÓN ANSI MODELO FABRICANTE

1Relé diferencial detransformador 87T

1Relé de sobrecorrinte lado dealta 51H

1Relé de sobrecorrinte lado debaja 51L

1Relé de sobrecorriente enneutro 51N

1Relé detector de aterrizamientopor desbalance de tensión 64N

1Relé de sobrecorriente delterciario 51T

1Relé de sobrecorriente deservicio propio 51SP

1 porinterruptor

Relé de protección contra fallade interruptor 50FI

2 porinterruptor


1 Relé de sincronismo 25/27 1 Registrador de disturbios RD

1Equipo de medición tipomultifunción MM


Tabla 6.- Sección TA7

59

Además, en la caseta principal de control se situarán también las partes

de repuesto, que serán las siguientes:

- Un relé para protección diferencial de línea 87L, para 400 kV.

- Un relé para protección por comparación direccional de línea, 85L, para 400 kV.

- Un relé para protección de distancia con característica cuadrilateral, 21/21N,

para 400 kV.

- Dos módulos de control y adquisición de datos (MCAD) tipo I.

- Un relé de protección de distancia con característica cuadrilateral, 21/21N, para

115 kV.

- Un relé de protección diferencial de línea, 87L para 115 kV.

2.2.-NIVEL 2: NIVEL DE LA SUBESTACIÓN

Las dispositivos y equipos del segundo nivel del sistema deben cumplir los

requisitos técnicos mínimos que se detallan a continuación.

2.2.1.- Consola de control local

Estará situada en gabinete de la estación de operación en caseta de control

principal. Debe contar con un PC tipo industrial equivalente a la marca Advantech

odelo IPC-610 con las siguientes características mínimas: Pentium IV, 1,2 GHz,

memoria de 128 MB, disco duro de 40 GB, disco flexible de 3,5”, monitor

industrial TFT LCD de 17” con resolución mínima de 1280X 1024, tarjeta de

video con 32 MB de RAM, mouse óptico, teclado de 101 teclas y tarjeta de red

10/100, unidad de CD-ROM de lectura y (CD-RW).

También debe contar con: software de la estación de operación para su adecuada

operación y un gabinete que aloje todo el equipamiento anterior.

2.2.2.- Consola de ingeniería

La consola de ingeniería (CI) estará dispuesta en la oficina de la estación en la

sala de despachos de la caseta de control principal de la subestación.

60

Debe cumplir las mismas funciones de control de la estación que la consola de

control local, permitiendo además al usuario la configuración de las funciones de

protección y medida de los DEI’s del primer nivel de la subestación.

Las características técnicas mínimas que se le exigen a la consola de ingeniería a

instalar el la subestación Santa María son las siguientes: monitor flat panel de 17

pulgadas, disco duro de 120 GB, memoria RAM 512 MB y procesador

equivalente al Pentium IV de 3,06 GHz. Además, el suministro deberá contar con:

escritorio ergonómico con cubierta de cristal, sillón ergonómico con descansa

brazos, impresora de reportes y software de la estación de ingeniería para su

adecuada operación.

2.2.3.- Sistemas de alimentación de equipos de control supervisorio

El sistema de alimentación de equipos de control supervisorio se deberá situar en

el gabinete inversor de la caseta principal de control de la subestación. Dicho

sistema contará con:

2.2.3.1.- Inversor de voltaje CD-CA

Este inversor de voltaje sustituye a la unidad initerrumpible de potencia (UPS) de

la que se habló en el apartado III de este proyecto, especificaciones generales del

SICLE, y debe cumplir las siguientes características como mínimo: a) se requiere

que tenga dos entradas de alimentación, esto es; alimentación principal de CA que

se tomará del tablero de servicios propios de la subestación (127 VCA) y

alimentación secundaria de CD que se tomará del tablero de servicios propios de

la subestación (125 VCD), la cual será invertida a 120 VCA, b) rango de entrada

de corriente directa de 105 VCD hasta 145 VCD, c) capacidad de 3 kA continuos,

d) protección automática de carga y cortocircuito, e) protección de sobrecarga y

protección de sobrevoltaje, f) relé de salida para alarmas de fallas, g) puerto de

configuración serial estándar, h) MTBF (mean time befote failure) de hasta

250000 horas, i) capacidad de soportar una sobrecarga de 120 % durante 10

minutos y una sobrecarga de 1000 % durante 8 milisegundos.

61

2.2.3.2.- Tablero de distribución de CA

La salida del inversor CA se debe conectar a un tablero de distribución, con los

termomagnéticos necesarios para alimentar de manera independiente a cada

equipo que integra la estación de operación, la estación de ingeniería y la estación

SCADA, dejando adicionalmente cinco termomagnéticos libres para usos futuros.

2.2.3.3.- Gabinete que aloje el equipamiento anterior

Debe suministrarse un gabinete adecuado para el alojamiento de los equipos

destinados a la alimentación de los equipos de control de la subestación, es decir:

inversor de voltaje CD-CA y tablero de distribución de CA.

2.2.4.- Equipo de prueba (simulador)

El equipo de prueba debe cumplir con las especificaciones que se explicaron en el

apartado de especificaciones generales del SICLE y adicionalmente debe contar

con las siguientes características: procesador equivalente a Pentium IV con

velocidad de 1,4 GHz, disco duro de 30 GB y memoria RAM de 256 MB, pantalla

LCD de 15 pulgadas y paquete de simulación (software y accesorios) que

permitan la simulación de las funciones de control y protección de los distintos

elementos del sistema.

2.3.- NIVEL 3: NIVEL DE CONTROL REMOTO

El control remoto de la subestación de Santa María debe llevarse a cabo desde las

CCR’s (UTM’s) situadas en:

- Área de control Occidental (Zapapan, Jalisco).

- Subárea de control Bajío (Guanajuato, Guanajuato).

La comunicación con dichos centros de control se hará a través de:

62

2.3.1.- Servidor SCADA

El servidor SCADA a implantar en el sistema SICLE de la subestación Santa

María debe cumplir con las especificaciones genéricas explicadas en el apartado

III de este proyecto. Adicionalmente a dichas especificaciones, el servidor

requerido para la subestación Santa María debe cumplir con las siguientes

características mínimas: debe estar diseñado para trabajar en ambiente de alta

interferencia electromagnética y debe comunicarse con las CCR’s (UTM’s) antes

nombradas mediante el uso del protocolo de comunicaciones DNP 3.0.

2.3.2.- Conexión a través de la red WAN

Como ya se ha explicado en las especificaciones generales acerca del SICLE, la

conexión de los DEI’s con las CCR’s (UTM’s) contará con los siguientes

elementos:

- Red LAN Ethernet TCP/IP que conecte a los DEI’s con el Router.

- Router, que en el caso de la subestación Santa María deberá ser equivalente al

Cisco 3725.

- Firewall, que en el caso de la subestación Santa María deberá ser equivalente al

Cisco Pix501.

2.4.- SISTEMA DE COMUNICACIONES

En este punto se recogen los requisitos que exige la CFE acerca de los canales

físicos y protocolos de comunicación en los distintos niveles del sistema.

2.4.1.- Nivel 1: Nivel de terminales de control, protección y medida

Los relés de protección y los medidores multifunción del primer nivel de la

subestación deben estar integrados en el sistema mediante la comunicación en

canales serie RS232 que soporten el protocolo DNP 3.0. Por su parte los

63

registradores de disturbios deben estar integrador al sistma mediante red ethernet

vía puerto transparente a la consola de ingeniería.

2.4.2.- Nivel 2: Nivel de la subestación

Los MCAD’s deben estar integrados al nivel de la subestación mediante una red

óptica y mediante un solo protocolo (UCA2, DNP3.0), no estando permitido el

uso de convertidores de protocolos.

El suministro incluye todos los accesorios necesarios para cumplir los

requerimientos del proyecto, es decir: cables, cajas de interconexión óptica,

convertidores, conectores, gabinetes, etc.

En cada caseta distribuida de la subestación se debe suministrar un gabinete que

alojará las cajas de interconexión ópticas necesarias. En la caseta principal se

deben suministrar los gabinetes necesarios que alojarán la cajas de interconexión

necesarias, con un máximo de seis por gabinete.

La red de fibra óptica debe ser la suficiente como para enlazar los equipos de

control, protección y medida de la subestación. Dicha red, debe ser tendida entre

la caseta principal de control y cada una de las casetas de control distribuidas de la

subestación, debiendo estar protegida mediante tubo PVC del tipo hidráulico.

Además, se debe proporcionar un cable de fibra óptica independiente a dicha red

para el correcto funcionamiento de las protecciones diferenciales de línea 87L

.

Las características técnicas mínimas que debe cumplir la fibra óptica multimodo a

emplear en la red de comunicaciones del SICLE a implantar en la subestación

Santa María son las siguietes:

- Número de fibras: 12.

- Tipo de fibras: multimodo 62.5/125 µm.

- Temperatura de operación: entre -20ºC y 60ºC.

- Resistencia del cable a la compresión en 15 cm: 300 kg.

- Completamente dieléctrico.

64

2.4.3.- Nivel 3: Nivel de control remoto

La comunicación desde los servidores SCADA hasta las CCR’s (área de control

Occidental y subárea de control Bajío) se hará a través de radioenlace utilizando el

protocolo de comunicaciones DNP 3.0.

2.5.- PARTES DE REPUESTO

El lote con partes de repuesto que se deben suministrar incluye los siguientes

elementos:

- Módulo CPU para servidor SCADA.

- Módulo MCAD tipo II.

- Tarjeta de red para consola de control local.

- Gabinete que aloje el equipamiento anterior.

2.6.- ESQUEMA DEL SICLE A IMPLANTAR EN LA SUBESTACIÓN

SANTA MARÍA

El esquema del SICLE a implantar en la subestación Santa María se muestra en la

figura 22. La configuración en anillo se ha tomado a modo de ejemplo, siendo

también válida la configuración tipo estrella

Figura 22 .- Esquema del SICLE a implantar en la subestación Santa María

65

V.- DISEÑO DEL SICLE A IMPLANTAR EN LA

SUBESTACIÓN SANTA MARÍA

En este apartado del proyecto se procede a realizar el diseño del sistema SICLE a

implantar en la subestación Santa María. Para ello se seguirán los pasos

siguientes:

- En primer lugar, se estudiarán los diseños que nos ofrecen dos fabricantes

distintos: Areva y Siemens.

- En segundo lugar, se compararán ambos diseños eligiendo al que se considere

más adecuado.

- Por último, en tercer lugar, se realizará un diseño propio del sistema intentando

mejorar a los dos anteriores.

1.- ESTUDIO DEL DISEÑO OFRECIDO POR AREVA

En este apartado se realiza un estudio detallado del diseño ofrecido por Areva para

el sistema SICLE a implantar en la subestación Santa María. Los pasos que se

seguirán en dicho estudio son:

- En primer lugar, comprobación de que las características técnicas de los equipos

y dispositivos ofrecidos por Areva cumplen con los requisitos mínimos exigidos

por la CFE, tanto en las especificaciones generales como en las particulares de la

subestación Santa María.

- En segundo lugar, se valorarán las referencias que proporciona Areva y con las

cuales demuestra su experiencia en el diseño de sistemas SICLE o similares.

- En tercer lugar, se realizará el desglose de la oferta económica de Areva.

1.1.- OFERTA TÉCNICA DE AREVA

Como se acaba de explicar, se comenzará el estudio del diseño ofrecido por Areva

comprobando que la oferta técnica cumple con los requisitos exigidos por la CFE.

Para ello se describirán la configuración empleada y las características principales

de los dispositivos y equipos empleados en este diseño.

66

1.1.1.- Arquitectura

La configuración elegida por Areva para el SICLE a implantar en la subestación

Santa María se muestra en la figura 23.

Figura 23.- Arquitectura del sistema SICLE ofrecido por Areva para la subestación SantaMaría

Como se puede ver, la configuración elegida por Areva es una configuración en

anillo redundante, utilizando: UCA2 como protocolo de comunicación en el nivel

de la subestación, DNP 3.0 en los niveles de terminales de protección, control y

medida y en el nivel de control remoto y Lan Ethernet TCP/IP para la

comunicación de los DEI’s con la red WAN.

67

1.1.2- Nivel 1: Nivel de los terminales de protección, control y medida.

Para evaluar a los dispositivos empleados por Areva en este nivel del sistema, se

presentarán en primer lugar las secciones o tableros integrados para equipos de

protección, control y medida ofrecidos por dicho fabricante, procediendo en

segundo lugar a explicar las características de los dispositivos incluidos en dichas

secciones o tableros.

1.1.2.1.- Tableros integrados para equipos de protección, control y medida

(TIEPCyM’s) ofrecidos por Areva

La descripción de las secciones o tableros integrados para equipos de protección,

control y medida ofrecidos por Areva para el sistema SICLE a implantar en la

subestación Santa María se recogen en las tablas 7,8,9,10,11,12 que se presentan

en las siguientes páginas. Como ya se ha explicado en el apartado 3.2 de las

especificaciones generales del sistema SICLE, en los TIEPCyM se encuentran los

MCAD’s y los DEI’s (relés de protección, registradores de disturbios y medidores

multifunción).

La composición de los tableros integrados para equipos de protección, control y

medida ofrecidos por Areva se muestran en las siguientes tablas, en las que se

comprueba que en esta oferta se cumplen los requisitos mínimos de protección

exigidos por la CFE. Además, se podrá comprobar en el apartado 1.1.2.2.2 que

los relés incluidos en estos tableros no solo realizan las funciones de protección

mínimas exigidas por la CFE, sino que pueden desempeñar otras muchas

funciones que pueden ayudar a llevar a cabo una protección integra de los

distintos elementos de la subestación.

68


1

Relé de protección porcomparación direccional paralínea de 400 kV 85L LFDC102 AREVA

1Relé de protección dedistancia para línea de 400 kV 21/21N SEL 321 SEL


MiCOMP141 AREVA

1 Recierre monopolar 79 SEL 279H SEL1 por

interruptorRelé de protección contrafalla de interruptor 50 FI 7VK61 SIEMENS

1Relé de protección contradesbalance de tensión 60 SEL 321 SEL

1Relé de protección contrasobretensión y bajo tensión 59/27 SEL 321 SEL

2 porinterruptor

Relé de supervisión de bobinade disparo SBD 80 BD

COMPONEN-TA

1Relé verificador desincronismo 25/27 SEL 321 SEL

1 Registrador de disturbios RD TR116 ROCHESTER

1Equipo de medición tipomultifunción MM ION8300 PM

1 porinterruptor

Módulo de control yadquisición de datos MCAD C264 AREVA

Tabla 7.- Sección LA85-2 ofrecida por Areva

69

SECCIÓN TIPO LA21-2*CANTIDAD DESCRIPCIÓN ANSI MODELO FABRICANTE

1Relé diferencial de línea de400 kV 87L REL 551 ABB

1

Relé de protección dedistancia para línea de 400kV 21/21N SEL 351 SEL


MiCOMP141 AREVA

1

Recierre monopolaraplicable a arreglos de dosinterruptores 79 SEL 279H SEL

1 porinterruptor

Relé de protección contrafalla de interruptor 50FI 7VK61 SIEMENS

1Relé de protección contradesbalance de tensión 60 SEL 321 SEL

1Relé de protección contrasobretensión y baja tensión 59/27 SEL 321 SEL

2 porinterruptor

Relé de supervisión debobina de disparo SBD 80BD

COMPONEN-TA

1Relé de verificador desincronismo 25/27 SEL 321 SEL

1 Registrador de disturbios RD TR 116 ROCHESTER

1Equipo de medidamultifunción MM ION8300 PM

1Módulo de control yadquisición de datos MCAD C264 AREVA

Tabla 8.- Sección LA 21- 2* ofrecida por Areva

70


1Relé de protección de distanciapara línea de 115 Kv 21/21N

MiCOMP442 AREVA

1Relé de protección porsobrecorriente direccional 67/67N

MiCOMP142 AREVA

1 Recierre tripular 79 MiCOM

P442 AREVA1 por

interruptorRelé de protección contra fallade interruptor 50FI

MiCOMP442 AREVA


MiCOMP442 AREVA


1Lote de relés auxiliaresnecesarios RX UF2 KC

2 porinterruptor

Relé de supervisión de bobinade disparo SBD 80 BD

COMPONEN-TA

1 Equipo de medida multifunción MM ION8300 PM


Tabla 9.- Sección L721 ofrecida por Areva

71


1Relé diferencial de línea de 115kV 87L

MiCOMP543 AREVA


MiCOMP142 AREVA

1 Recierre tripular 79 MiCOM

P543 AREVA1 por

interruptorRelé de protección contra fallade interruptor 50FI

MiCOMP543 AREVA


MiCOMP543 AREVA


1Lote de relés auxiliaresnecesarios RX UF2 KC

2 porinterruptor

Relé de supervisión de bobinade disparo SBD 80BD

COMPONEN-TA



Tabla 10.- Sección L787 ofrecida por Areva


1 porinterruptor

Relé de protección contra fallade interruptor 50FI SEL 351 SEL

1 Relé de sincronismo 25/27 SEL 351 SEL


ISTAT400 AREVA

1Transductor de tensión parabarras TV ISTAT AREVA

2 porinterruptor


COMPONEN-TA


Tabla 11.- Sección BUS ofrecida por Areva

72


1Relé diferencial detransformador 87T SEL 387 SEL

1Relé de sobrecorrinte lado dealta 51H

MiCOMP143 AREVA

1Relé de sobrecorrinte lado debaja 51L

MiCOMP143 AREVA

1Relé de sobrecorriente enneutro 51N

MiCOMP143 AREVA

1Relé detector de aterrizamientopor desbalance de tensión 64N

MiCOMP141 AREVA

1Relé de sobrecorriente delterciario 51T

MiCOMP141 AREVA

1Relé de sobrecorriente deservicio propio 51SP

MiCOMP141 AREVA

1 porinterruptor

Relé de protección contra fallade interruptor 50FI 7VK61 SIEMENS

2 porinterruptor


COMPONEN-TA

1 Relé de sincronismo 25/27 MiCOM

P143 AREVA1 Registrador de disturbios RD TR116 ROCHESTER



Tabla 12.- Secció TA7 ofrecida por Areva

73

1.1.2.2.- Características técnicas de los dispositivos empleados por Areva para el

primer nivel de la subestación

Como ya se ha explicado anteriormente, los dispositivos que se encuentran en el

primer nivel del sistema son los MCAD’s y los DEI’s, incluyéndose dentro de

estos a los relés de protección, registradores de disturbios y medidores

multifunción.

1.1.2.2.1.- MCAD’s empleados por Areva

Los dispositivos elegidos por Areva para desempeñar la función de módulos de

control y adquisición de datos en el nivel 1 de la subestación son los MiCOM

C264 de la marca Areva

Los dispositivos MiCOM C264 tienen las siguientes características principales:

- Arquitectura modular para entradas y salidas digitales y las entradas analógicas.

- Comunicación Ethernet sencilla o redundante de 10/100 Mbts en fibra óptica o

par trenzado (IEC 61850 o UCA2).

- Adquisición directa de las entradas medición primaria (corriente 1 y 5 A; Voltaje

entre 0 y 200 V.

- Concentrador de enlace RS232/RS485 hacia los DEI’s (IEC 60850, DNP 3.0,

MODBUS).

- Funciones de medición y de registro de forma de onda.

- Automatismos programables.

En la figura 24 se muestra un MiCOM C264

Figura 24 .- MiCOM C264

74

Hay dos tipos de MiCOM C264 para realizar las funciones de los dos tipos de

MCAD’s que hay:

C264 Tipo I

Los MiCOM C264 tipo I tienen las siguientes características: 64 entradas

digitales, 16 entradas analógicas, 12 salidas de control dobles, 4 salidas de control

tipo Latch, 2 enlaces Ethernet 10/100 Mbps en fibra óptica, entradas directas de

transformadores de control y medida y capacidad para 4 enlaces tipo

RS232/RS485 con el protocolo DNP 3.0.

C264 Tipo II

Los MiCOM C264 tipo II tienen las siguientes características: 32 entradas

digitales, 16 entradas analógicas, 8 salidas de control dobles, 8 salidas de control

tipo Latch, dos enlaces Ethernet 10/100 Mbps en fibra óptica, entradas directas de

transformadores de control y medida y capacidad para 4 enlaces tipo

RS232/RS485 con el protocolo DNP 3.0.

Las características anteriores se adaptan perfectamente a lo exigido por la CFE

para los módulos de control y adquisición de datos de tipo I y de tipo II, tanto en

las especificaciones generales como en las particulares.

Las características hardware más destacables de estos dispositivos son:

CPU de uso industrial con las siguientes características: a) Procesador de 32 o 64

bits, b) almacenamiento en memoria RAM estática con capacidad para el proceso

del total de las aplicaciones solicitadas por el cliente más un 100 % de espacio

libre para crecimiento, c) memoria no volátil para el soporte del sistema operativo,

configuración y aplicaciones, d) señalización del estado de operación del CPU,

puertos y enlaces asociados en la parte frontal del equipo a través de indicadores

luminosos, e) vigía del sistema, f) temperatura de operación de entre -5ºC a 55ºC,

g) autodiagnóstico de memoria RAM, configuración y puestos seriales.

Cuentan con un conmutador local – remoto – prueba para habilitar y deshabilitar

las salidas de control, además de indicación visual de cada posición.

75

La tensión de alimentación de todos los elementos que forman el sistema será de

125 VCD ± 10 % principal y la tensión de respaldo será 127 VCA ± 10 %,

mediante fuentes universales.

En la figura 25 se muestran los planos dimensionales de un MiCOM C264

Figura 25.- Planos dimensionales de un MiCOM C264

Las características software de los dispositivos MiCOM C264 son las siguientes:

Cada dispositivo C264 tiene la funcionalidad para programación, implementación,

ejecución de automatismos y ejecución de lógicas de control.

La programación del C264 se ejecuta desde la consola de ingeniería en ambiente

de ventanas y gráfico orientado a objetos con la habilidad de programación en

diagramas escalera, lista de instrucciones y diagrama funcional lógico que

contiene funciones lógicas, aritméticas, temporizadores y contadores.

La totalidad de puntos de la base de datos de entradas y salidas digitales, entradas

y salidas analógicas, variables de medición calculadas e información de los DEI’s

76

integrados del C264, así mismo en la programación de las lógicas de un C264 es

posible utilizar puntos de cualquier C264 dentro de la red LAN de la subestación.

El tiempo de respuesta para la ejecución de los automatismos no excede, en la

ejecución de 1000 instrucciones, en 200 milisegundos.

1.1.2.2.2- Dispositivos electrónicos inteligentes (DEI’s) empleados por Areva

A continuación se explican las características técnicas de los dispositivos

electrónicos inteligentes ofrecidos por Areva.

1.1.2.2.2.1- 7VK61. Relé controlador de interruptores

El relé 7VK61 de la marca Siemens es un dispositivo que desempeña las

funciones de autorrecierre, comprobación de sincronismo y protección contra fallo

de interruptor.

Se utiliza tanto para recierre monopolar como tripolar. La función de

comprobación de sincronismo permite controlar el funcionamiento de dos

circuitos que se acoplan al cerrar un interruptor. Además, su función como

protección para fallos de interruptor, permite que se evacue la falta a pesar de que

el interruptor que debía haber actuado haya fallado.

Además de estas funciones básicas, el relé 7VK61 incluye otras funciones de

protección y de medida y monitoreo que se indican a continuación.

En la figura 26 se muestra un relé 7VK61

Figura 26.- 7VK61

77

Las funciones de protección que desempeña este dispositivo son:

- Autorrecierre monopolar y tripolar.

- Comprobación de sincronismo.

- Cierre en condiciones de asincronismo.

- Protección para fallo de interruptores.

- Protección de final de falta.

- Protección de desequilibrio entre fases.

- Protecciones de sobretensión y baja tensión.

1.1.2.2.2.2.- MiCOM P54x series. Protección diferencial de línea

Los dispositivos MiCOM P541 - P546 de la marca Areva proporcionan protección

diferencial de corriente (con lo cual están diseñados para detectar faltas internas) y

están diseñados para la protección de líneas aéreas.

Las opciones de enlace pueden darse por medio de conexión directa en fibra

óptica o bien mediante enlaces digitales multiplexados.

Además de la función principal de protección (protección diferencial de corriente)

estos dispositivos desempeñan otras funciones auxiliares que se describen a

continuación.

En la figura 27 se muestra un MiCOM P54x series

Figura 27.- MiCOM P54x series

78

Los dispositivo MiCOM P 54x desempeñan las siguientes funciones de

protección:

- Protección diferencial.

- Recierre


- Sobrecorriente instantánea.

- Sobrecorriente con temporización.

- Sobrecorriente direccional.

- Elemento térmico.

1.1..2.2.2.3.- SEL 351. Relé de sobrecorriente direccional y recierre automático

Los relés SEL 351 de la marca SEL realizan numerosas funciones de protección,

entre las que se encuentran el recierre automático de interruptores una vez que la

falta se ha evacuado y las acciones de protección necesarias que hay que llevar a

cabo cuando se produce un fallo de un interruptor. Éstas son las funciones que

desempeñarán estos dispositivos en los tableros integrados para equipos de

protección, control y medida ofrecidos por Areva para el SICLE a instalar en la

subestación Santa María perteneciente al proyecto 126 SLT 801 ALTIPLANO.

Sin embargo, la función de protección principal de los SEL 351 es la de

protección por sobrecorriente direccional, que en la oferta realizada por AREVA

es desempeñada por los relés MICOM P142 y MICOM P141.

Los relés SEL 351, como todos los relés de protección de líneas de transmisión de

la marca SEL, soportan el protocolo DNP 3.0, que es el exigido para las

comunicaciones en el primer nivel de la subestación.

Como ya se ha explicado anteriormente, la función principal de protección que

desempeñan estos relés es la de protección por sobrecorriente direccional

(67/67N), pero realizan adicionalmente las siguientes funciones de protección:

- Recierre automático

79

- Protección para fallo de interruptor

- Protección de sobretensión y baja tensión

1.1.2.2.2.4.- SEL 387. Relé diferencial y de tensión

El dispositivo SEL 387 de la marca SEL cuenta con la función de protección

diferencial con pendiente de restricción porcentual (simple o doble) programable.

También cuenta con el bloqueo del cuarto armónico, quinto armónico y

componente continua y con compensación del ángulo de fase. Cuenta también con

protección de sobrecorriente instantánea, con temporización fija y con

temporización inversa.

En la figura 28 se muestra un relé SEL 387

Figura 28.- SEL 387

El dispositivo SEL 387 desempeña las siguientes funciones de protección:



- Protección diferencial.

- Protección de faltas a tierra.

1.1.2.2.2.5.- .MiCOM P14x series. Protección de sobreintensidad

Los dispositivos MiCOM P14x de la marca Areva proporcionan una solución

integral para la completa protección, control y monitorización de las líneas para

niveles de tensión desde distribución hasta transmisión.

80

El amplio rango de funciones auxiliares de protección proporciona la suficiente

información como para mantener y controlar los distintos elementos que hay en

un sistema eléctrico: interruptores, transformadores de tensión, transformadores

de intensidad, etc.

La interfaz con el usuario es sencilla, con posibilidad de elección de distintos

idiomas y esquemas gráficos lógicos programables para aplicaciones en cualquier

tipo de red.

En la figura 29 se muestra un relé MiCOM P 14x series

Figura 29.- MiCOM P 14x series

Los dispositivos MiCOM P14x desempeñan las siguientes funciones de

protección:

- Sobrecorriente instantáneo.



- Sobrecorriente de secuencia inversa direccional y no direccional.


- Protección de caída de tensión.

- Sobretensión.

- Sobretensión de secuencia inversa.

81

- Frecuencia.

- Recierre.

1.1.2.2.2.6.- MiCOM P 441, P442 y P444. Protección de distancia

Los dispositivos MiCOM P441, P442 y P 444 de la marca Areva proporcionan

una protección flexible, fiable y segura de las líneas de transmisión. Estos

dispositivos realizan como función principal la protección de distancia (con 5

zonas de protección) y pueden ser utilizados en un amplio rango de líneas aéreas y

subterráneas en sistemas de AT y MAT.

Su amplio rango de opciones de comunicación permite la conexión sencilla a

cualquier tipo de sistemas de control digital o SCADA.

En la figura 30 se muestra un relé MiCOM P441

Figura 30.- MiCOM P441

Las funciones de protección que desempeñan estos dispositivos son:

- Protección de distancia (5 zonas).




- Recierre.



- Subtensión.

82

1.1..2.2.2.7.- SEL 311L. Protección de Línea de Transmisión y/o Cables con el

Relé Diferencial de Línea SEL-311L de fácil empleo

Los distintos elementos de la protección diferencial de línea permiten tiempos de

operación menores a un ciclo. Protege las líneas de transmisión mediante

protección diferencial, protección de distancia con 4 zonas y con protección de

respaldo direccional. Combina la confiabilidad de los relés con la funcionalidad

de un DFR (Digital Fault Recorder). El muestreo de alta velocidad (8 kHz) del

relé SEL 311: proporciona una oscilografía avanzada.

En la figura 31 se muestra el diagrama de la parte frontal de un SEL 311L.

Figura 31.- SEL 311L

Las funciones de protección desempeñadas por el SEL 311L son las siguientes:

- Diferencial de línea.

- Distancia.




- Frecuencia.

- Recierre.


83

1.1.2.2.2.8.- SEL 421. Sistema de protección de Línea de Transmisión de Alta

Velocidad, Automatización y Control.

El Relé SEL-421 de la marca SEL se puede emplear en esquemas de disparo

monopolar y tripolar, líneas compensadas con capacitares en serie o líneas no

compensadas. Protege líneas de transmisión con o cinco zonas de elementos de

distancia de fase y tierra con esquemas asistidos por comunicaciones, con

protección de respaldo de sobrecorriente direccional. Usa elementos opcionales de

alta velocidad para conseguir un tiempo de operación de menos de un ciclo para la

mayoría de los tipos de fallas y relaciones de impedancia de la fuente al ajuste.

Puede realizar la protección completa de interruptor, totalmente integrada, y

control para dos interruptores. Usa logicas de recierre, protección de falla de

interruptor, y monitoreo completo para integrar protección y control de bahía para

uno o dos interruptores. Usa etiquetas configurables para particularizar controles y

funciones del relé para satisfacer su aplicación.

En la figura 32 se muestra un SEL 421,

Figura 32.- SEL 421

El dispositivo SEL 421 desempeña las siguientes funciones de protección:

- Protección de distancia.

- Sobrecorriente Direccional.

- Protección de fallo de interruptor.


- Sobrecorriente instantáneo.


84

- Recierre con 1 ó 3 polos..

1.1.2.2.2.9.- ION 8300. Medidores Multifunción empleados por Areva

Los dispositivos elegidos por Areva para realizar las funciones de medidores

multifunción son los ION 8300 de la marca Power Measurements (PM).

Este dispositivo se utiliza como medidor multifunción en líneas y subestaciones

de redes eléctricas.

Las funciones de medición que desempeña son las siguientes:

- Valor instantáneo de tensión, intensidad, frecuencia y factor de potencia. En la

figura 33 se muestra la presentación en pantalla de estos valores proporcionados

por un ION 8300.

Figura 33.- Valores instantáneos de tensión, intensidad, frecuencia y factor de potencia enION 8300

- Distorsión total o individual de armónicos hasta el 31. En la figura 34 se muestra

la presentación en pantalla del análisis de armónicos realizado por un ION 8300.

85

Figura 34.- Análisis de armónicos realizado por un ION 8300

- Controlar la calidad del suministro de potencia: analizando armónicos, o los

incrementos y descensos en la tensión. La figura 35 muestra la presentación en

pantalla del control de la calidad del suministro de potencia llevado a cabo por un

ION 8300.

86

Figura 35.- Control de la calidad de potencia por un ION 8300

1.1.2.2.2.10.- TR 116. Registradores de disturbios

El dispositivo TR 116 de la marca ROCHESTER es un registrador de faltas y

disturbios digital con capacidad para capturar y analizar eventos de corta

duración, faltas graves y la tendencia de variables como frecuencia, armónicos,

potencia y factor de potencia. En la figura 36 se muestra un registrador de

disturbios TR 116.

Figura 36.- TR 116

87

Los TR 116 detectan las siguientes variables y eventos:

- Faltas transitorias con su correspondiente análisis posterior a la falta,

verificación de las acciones de los interruptores, tiempos de eliminación de la falta

y localización de la misma.

- Disturbios, grabando valores de armónicos, potencia activa y factor de potencia.

- Calidad de potencia, mostrando los perfiles de tensión y frecuencia, picos de

sobretensión, pérdidas de suministro y contenido armónico.

- Localización de las faltas, calculando la distancia a la falta basándose en un

modelo de línea configurable.

- Valores de distintas variables analógicas (tensión, intensidad, etc.) en tiempo

real.


A continuación se recogen las características técnicas de los equipos empleados

por Areva para el segundo nivel del sistema.

1.1.3.1.- Consola de control local (CCL)

Las consolas de control local incluidas en la oferta de Areva son computadores

Axiom que incluyen el sistema PACiS de control.

Las características hardware de estas consolas son las siguientes:

Características del PC: El PC tiene una arquitectura del tipo industrial, escalable

y diseño para operación continua. Está instalado en gabinete vertical en la sala de

tableros de la caseta principal de control de la subestación. Cuenta con reloj a

tiempo real.

Características de la CPU: Es un procesador Pentium IV de 2,4 GHz, con disco

duro de 80 GB, interfaz SCSI, memoria RAM mínima de 1 GB con verificación

de integridad ECC, expandible. Tiene una unidad CD 52X de lectura, dos puertos

88

seriale RS232 y puerto USB. Interfaz de red Ethernet IEEE 802.3 y fuente de

alimentación de 300 W mínimo.

Características del vídeo: Monitor cromático de cristal líquido (LCD) de 17

pulgadas. Cuenta con tarjeta de vídeo para bus AGP o PCI con 64 MB de

memoria.

Características del teclado: El teclado es alfanumérico en español con dispositivo

para movimiento del cursor track-ball.

Se puede observar que las características hardware de la CCL ofrecida por Areva

cumplen con los requisitos mínimos exigidos por la CFE para estos elementos de

control de la subestación.

En cuanto al software, el sistema de control que manejarán tanto la CCL como la

CI para poder llevar a cabo el control íntegro de la subestación será el sistema

PACiS.

El operador PACiS OI se basa en una interfaz gráfica de usuario, que permite la

visualización local o a través de la red (web) de los despliegues unifilares. Su

diseño permite satisfacer una serie de necesidades a sus usuarios tales como: la

interfaz de protocolos de comunicación en tiempo real, secuencias de selección

antes de la operación, capacidades de automatismo y garantía de no pérdida de

datos.

Una de las ventajas que supone el uso del operador PACiS a la hora de llevar a

cabo el control de cualquier sistema eléctrico y en concreto de una subestación, es

el hecho de que permite la realización de representaciones tridimensionales de una

subestación y, también, la visualización remota de vídeo en tiempo real. Este

hecho facilita y mejora notablemente la percepción del operador ante una

situación determinada. Además, este operador permite también un fácil control de

la sincronización y la visualización de las condiciones de enclavamiento, lo cual

hace que las operaciones y el mantenimiento sean más seguras.

89

La figura 37 muestra la presentación en pantalla de la configuración en tres

dimensiones de una subestación utilizando el sistema PACiS.

Figura 37.- Configuración en tres dimensiones de la subestación en sistema PACiS

El manejo de múltiples lenguajes permite la conmutación dinámica entre dialectos

relacionados o tareas específicas (funcionamiento vs. Mantenimiento) o entre

idiomas nacionales.

Las configuraciones de PACiS OI están hechas a medida de las necesidades

específicas de cada proyecto. Esto incluye el número y el tipo de los protocolos de

comunicación, las secuencias de pantallas o de automatismos, y las facilidades de

ingeniería. Desde el punto de vista del rendimiento, PACiS OI se puede expandir

desde una simple caja hasta conformar una serie de PC’s interconectados con

redundancia total o parcial.

En la figura 38 muestra la presentación en pantalla del diagrama unifilar de una

subestación utilizando el sistema PACiS.

90

Figura 38.- Diagrama unifilar de una subestación en sistema PACiS

PACiS OI proporciona la interfaz abierta a múltiples dispositivos electrónicos

inteligentes (DEI’s) y a servidores SCADA a través de una amplia gama de

protocolos, entre ellos: DNP 3.0, UCA2, IEC61850 y MODBUS. Observamos por

tanto, la compatibilidad de este operador con los DEI’s y servidores SCADA de

cualquier sistema SICLE, ya que en estos sistemas los protocolos utilizados en

este nivel de la subestación son, como ya expliqué en el apartado 3.5 de las

Especificaciones Generales del SICLE, los protocolos DNP 3.0 y el UCA2.

En resumen, el operador PACiS OI tiene las siguientes características

fundamentales:

- Comunicación en tiempo real que incluye los protocolos UCA2, DNP3.0,

IEC61850, MODBUS y otros.

- Módulo Windows 2000 de supervisión y control intuitivo y seguro.

- Poderosos recursos de archivo y reportes.(SQL, COMTRADE).

- Capacidad universal de automatismo en tiempo real IEC 61131-3.

- Herramienta única de manejo del sistema para la gestión eficiente de las

versiones.

- Herramientas de ingeniería del sistema completo para diseño de base de datos

SCL y XML.

91

- El hardware cumple con la compatibilidad electromagnética (EMC) y con las

restricciones eléctricas ambientales.

- Resolución interna de 10 µs.

1.1.3.2.- Consola de ingeniería (CI)

Las características hardware de la consola de ingeniería incluida en la oferta de

Areva son las siguientes.

La consola de ingeniería es de tipo Desktop, situada en la sala de despachos en la

caseta principal de control de la subestación, con monitor Flat Panel de 17

pulgadas, disco duro de 120 GB, memoria RAM 1GB, procesador Pentium IV de

3,06 GHz. Además, en el suministro de la consola de ingeniería se incluye:

escritorio ergonómico con cubierta de cristal y sillón con descansa brazos.

Se puede comprobar que las características hardware de la consola de ingeniería

incluida en la oferta de Areva cumplen con los requisitos mínimos exigidos por la

CFE.

En cuanto al software, el sistema utilizado por la CI para llevar a cabo el control

íntegro de la subestación es el sistema PACiS de control, cuyo funcionamiento ya

se ha explicado en el punto anterior.

1.1.3.3.- Sistemas de alimentación de equipos de control supervisorio

Tal y como se explica en las especificaciones particulares de la CFE acerca del

SICLE a implantar en la subestación Santa María, la unidad ininterrumpible de

potencia (UIP) que se exige en las especificaciones generales debe ser sustituida

en este proyecto por:

-Inversor de voltaje CD-CA. El dispositivo elegido por Areva para desempeñar

esta función es el Inversor Philtek.

- Tablero de distribución de CA.

92

- Gabinete para el alojamiento del equipo anterior.

Estos dos últimos elementos son de la marca Areva.

1.1.3.4.- Equipo de prueba (simulador)

El equipo de prueba incluido en la oferta de Areva es el equipo Satellite de la

marca Toshiba. Este equipo permite la ejecución de las actividades de

mantenimiento, configuración y diagnóstico de los diferentes componentes que

conforman el sistema. Es un equipo portátil LAP TCP e incluye: software,

licencias, estuche, manuales y módem de comunicación serial, proporcionando las

siguientes facilidades:

a) Permite probar funcionalmente el sistema simulando el centro de control.

Presentación en pantalla del canal de comunicaciones para analizar el flujo de

información en ambos sentidos (sistema - centro de control - red de área local -

C264 MCAD).

b) Incluye la función de editar y generar en ambiente gráfico los codigos para las

fundones de controlador lógico programable (PLC).

c) El de prueba simulador permite la personalización y simulación de la totalidad

de las funciones del Sistema e incluye la totalidad de los protocolos de

comunicación a nivel superior e inferior descritos.

d) Tarjeta para conexión a red Lan Ethernet 802.3

Las características hardware de este equipo de prueba (simulador) son las

siguientes: procesador Pentium IV con velocidad 2,8 GHz, disco duro de 40 GB,

memoria SDRAM 512 MB, pantalla LCD de 15 pulgadas, unidad de memoria

portátil USB 256 MB, CD ROM con velocidad 24x.

En cuanto al software, el equipo de prueba está equipado con ASE 2000,

Windows XP profesional y Office XP.

93


En este apartado se explican las características técnicas de los dispositivos

empleados por Areva relacionados con el tercer nivel del sistema.

1.1.4.1.- Servidor SCADA

La conexión con las consolas de control remoto (CCR’s) o unidades terminales

maestras (UTM’s) a través de los servidores SCADA se hará utilizando dos

dispositivos (ya que debe ser redundante) MiCOM C264C de la marca Areva.

Las características hardware de estos dispositivos son:

- CPU de uso industrial Pentium IV , con bus del microprocesador para datos de

32 bits, almacenamiento en memoria RAM con verificación de integridad ECC

con capacidad para el proceso del total de las aplicaciones descritas en esta

especificación más un 100 % de espacio libre para su crecimiento, interfaz de red

ethernet IEEE 802.3 y controlador de comunicaciones para enlaces seriales

SCADA a nivel superior.

- Cuenta con dos puertos de comunicación vía serie RS232.

- Los canales están provistos de circuitos que los protejan contra transitorios que s

induzcan en el medio de comunicación.

En la figura 39 se muestra un MiCOM C264C.

94

Figura 39.- MiCOM C264C

1.1.4.2.- Conexión a través de la red WAN

La conexión de los DEI’s del primer nivel de la subestación con las consolas de

control remoto a través de la red WAN se hará utilizando los siguientes

elementos:

- Red Lan Ethernet TCP/IP para unir los DEI’s con el Router.

- Firewall

Esta función la desempeña el modelo Pix506 de la marca Cisco. En la figura 40 se

muestra un firewall Pix506.

Figura 40.- Pix 506

95

El Pix506 mantiene dos interfaces 10/100 Fast Ethernet y dos 802.1, siendo capaz

de llevar a cabo las funciones de protección requeridas para el firewall a implantar

en el sistema SICLE.

- Router

Como router Areva ha tomado la elección del Cisco3662, el cual cumple los

requisitos que exige la CFE para el router que es necesario emplear para la

conexión a nivel remoto a través de Red WAN. Esto es, cumple con lo siguiente:

Características Software:

Programable por software local y/o remoto, debiendo residir dicho software en el

router y ejecutarse con recursos del propio router.

Incluye soporte de configuración y monitoreo por el usuario por cada uno de los

puertos.

Goza de compatibilidad y conectividad al 100 % con routers TCP/IP en operación

de la red CFE.

Características Hardware:


Un puerto Ethernet.

Diez puertos para canales vía serie.

Memoria flash 8 MB.

Memoria DRAM 8MB.

Incluye Módem para la conexión a la Red WAN cumpliendo las siguientes

características y funciones: señales digitales en la banda 0,3 a 3,4 kHz, velocidad

de transferencia de datos de 33,6 a 115 kBPS con compresión de datos, equipado

con modo de operación de autodetección de velocidad de 33,6 a 2,4 kBPS y con

modo de almacenamiento no volátil.

96

1.1.5.- Sistema de comunicaciones

La arquitectura de la red es, como ya se ha explicado anteriormente, en anillo

óptico redundante. La fibra óptica utilizada cumple las características que se le

exigen en las especificaciones particulares de la CFE acerca del SICLE a instalar

en la subestación Santa María. Esto es, la red de fibra óptica suministrada cumple

con las siguientes características:

- Número de fibras: 12

- Tipo de fibras: multimodo 62.5/125 µm.

- Temperatura de operación: entre -20ºC y 60ºC.

- Resistencia del cable a la compresión en 15 cm: 300 kg.

- Completamente dieléctrico.

- Con protección de las fibras contra la humedad.

Los protocolos de comunicación utilizados son:

- En el nivel 1: DNP 3.0 con canales serie RS232.

- En el nivel 2: Fast Ethernet UCA2 óptico y redundante.

- En el nivel 3: DNP 3.0.

1.1.6.- Partes de repuesto

El lote de partes de repuesto incluido en la oferta de Areva incluye los siguientes

elementos:

- Módulo CPU para servidor SCADA (C264C).

- Dos módulos C264 tipo II.

- Tarjeta de red para la CCL.

- Gabinete para el alojamiento de los equipos anteriores.

1.2.- REFERENCIAS DE AREVA

En la oferta de Areva se nos facilita una lista de referencias con las que se

comprueba la experiencia que tiene esta empresa en el diseño de sistemas

integrados para el control, protección y medida en subestaciones eléctricas.

97

Es especialmente interesante la referencia del proyecto Aeropuerto de K)Nogales

(México, 2003). En este proyecto Areva diseñó un sistema SICLE para la

subestación del Aeropuerto de Nogales (400kV/115kV) que fue aceptado por la

CFE. La configuración del SICLE diseñado por Areva en aquella ocasión era de

anillo óptico redundante con protocolo UCA2, es decir, era un sistema muy

similar al diseñado para la subestación Santa María.

Proyecto (Niveles de tensión) Cliente (País) Año

Culham Jet (400/33 kV) NGT (UK) 2002

Margieda (220/20 kV) FEDA (Andorra) 2002

Trevins (90/20 kV) SIED (Francia) 2003

Seigneurs (90/20 kV) RSML(Francia) 2003

Ealing (275/66 kV) NGT (UK) 2003

Hurst (275/66 kV) NGT (UK) 2003

Laleham (132 kV) NGT (UK) 2003

Sao Luiz 2 (500 kV) EletroNorte (Brasil) 2003

Watford (400/132 kV) NGT (UK) 2003

Sao Luiz 1 (230/69/13.8 kV) EletroNorte (Brasil) 2003

Porto Franco (230/69/13.8 kV) EletroNorte (Brasil) 2003

AWIRS (220/150/70 kV) ELIA (Bélgica) 2003

Aeropuerto Nogales (400/115 kV) CFE (México) 2003

El Aouinet (220/90 kV) SONELGAZ (Argelia) 2003

Ramdame Jamel (220/90 kV) SONELGAZ (Argelia) 2003

Lagoa Vermelha (230/115 kV) RGE (Brasil) 2004

Tabla 13 .- Lista de referencias Areva

1.3.- OFERTA ECONÓMICA DE AREVA

A continuación, se muestra el desglose de la oferta económica realizada por Areva

para la implantación del sistema SICLE en la subestación Santa María.

98

Los precios se dan en USD (dólares americanos).

En la tabla 14 se detalla el coste económico de los tableros integrados para

equipos de protección, control y medida empleados por Areva

SECCIÓN CANTIDAD PRECIO

UNITARIO (USD)

PRECIO

TOTAL (USD)

LA 85-2 2 64.590 129.180

LA 21-2* 2 64.420 128.840

L 721 4 25.120 100.480

TA7 1 61.410 61.410

BUS 1 9.490 9.490

L 787 1 30.380 30.380

MM 1 25.200 25.200

484.980

Tabla 14 .- Coste económico de los TIEPCyM's ofrecidos por Areva

La oferta incluye los TIEPCyM’s descritos anteriormente y además, los siguientes

lotes:

- SICLE integral, que se está compuesto por: Consola de control local , consola de

ingeniería, software, servidores SCADA, firewall, router y sistema de

alimentación para equipos de control supervisorio.

- Equipo de prueba (simulador).

- Sistema de comunicación de la subestación.

- Partes de repuesto.

Los precios de los TIEPCyM’s y el resto de lotes que se incluyen en la oferta total

del SICLE se muestran en la tabla 15.

99

DESCRIPCIÓN

DEL LOTE

CANTIDAD PRECIO

UNITARIO (USD)

PRECIO

TOTAL (USD)

SICLE INTEGRAL 1 212.103,82 212.103,82

EQUIPO DE

PRUEBA

(SIMULADOR)

1 9.698,76 9.698,76

SISTEMA DE

COMUNICACIÓN1 8.000 8.000

PARTES DE

REPUESTO1 13.407,51 13.407,51

TIEPCyM’s 1 484.980 484.980

728.190,09

Tabla 15.- Coste económico total del SICLE ofrecido por Areva

Por tanto, el precio total del SICLE ofrecido por Areva es de 728.190,90 USD.

100

2.- ESTUDIO DEL DISEÑO OFRECIDO POR SIEMENS

En este apartado se realiza un estudio detallado del diseño ofrecido por Siemens

para el sistema SICLE a implantar en la subestación Santa María. Los pasos que

se seguirán en dicho estudio son:


y dispositivos ofrecidos por Siemens cumplen con los requisitos mínimos exigidos

por la CFE, tanto en las especificaciones generales como en las particulares de la


- En segundo lugar, se valorarán las referencias que proporciona Siemens y con

las cuales demuestra su experiencia en el diseño de sistemas SICLE o similares.

- En tercer lugar, se realizará el desglose de la oferta económica de Siemens.

2.1.- OFERTA TÉCNICA DE SIEMENS

Como se acaba de explicar, se comenzará el estudio del diseño ofrecido por

Siemens comprobando que la oferta técnica cumple con los requisitos exigidos

por la CFE. Para ello se describirán la configuración empleada y las características

principales de los dispositivos y equipos empleados en este diseño.


La configuración elegida por Siemens para el SICLE a implantar en la subestación

Santa María se muestra en la figura 41.

En dicha figura se puede observar como la configuración elegida por Siemens

para el SICLE a implantar en la subestación Santa María es una configuración

tipo estrella con canales de fibra óptica redundantes en el nivel de la subestación.

101

Figura 41.- Sistema SICLE diseñado por Siemens para la subestación Santa María

2.1.2.- Nivel 1: Nivel de los terminales de protección, control y medida

Para evaluar a los dispositivos empleados por Siemens en este nivel del sistema,

se presentarán en primer lugar las secciones o tableros integrados para equipos de

protección, control y medida ofrecidos por dicho fabricante, procediendo en

segundo lugar a explicar las características de los dispositivos incluidos en dichas

secciones o tableros.




control y medida ofrecidos por Siemens para el sistema SICLE a implantar en la

subestación Santa María se recogen en las tablas 16,17,18,19,20,21 que se

presentan en las siguientes páginas. Como ya se ha explicado en el apartado 3.2 de

las especificaciones generales del sistema SICLE, en los TIEPCyM’s se

102

encuentran los MCAD’s y los DEI’s (relés de protección, registradores de

disturbios y medidores multifunción).


medida ofrecidos por Siemens se muestran en las siguientes tablas, en las que se

comprueba que en esta oferta se cumplen los requisitos mínimos de protección

exigidos por la CFE. Además, se podrá comprobar en el apartado 2.1.2.2.2 que

los relés incluidos en estos tableros no solo realizan las funciones de protección

mínimas exigidas por la CFE, sino que pueden desempeñar otras muchas

funciones que pueden ayudar a llevar a cabo una protección integra de los


103


1

Relé de protección porcomparación direccional paralínea de 400 kV 85L LFDC102 AREVA

1Relé de protección de distanciapara línea de 400 kV 21/21N 7SA522 SIEMENS

1Relé de protección porsobrecorriente direccional 67N 7SJ63 SIEMENS

1 Recierre monopolar 79 7VK61 SIEMENS 1 por

interruptorRelé de protección contra fallade interruptor 50 FI 7VK61 SIEMENS

1Relé de protección contradesbalance de tensión 60 7SA522 SIEMENS

1Relé de protección contrasobretensión y bajo tensión 59/27 7VK61 SIEMENS

2 porinterruptor

Relé de supervisión de bobina dedisparo SBD 7VK61 SIEMENS

1 Relé verificador de sincronismo 25/27 7VK61 SIEMENS 1 Registrador de disturbios RD 7KE6000 SIEMENS


1 porinterruptor

Módulo de control y adquisiciónde datos MCAD 6MD66 SIEMENS

Tabla 16.- Sección LA 85-2 de Siemens

104


1Relé diferencial de línea de 400kV 87L 7SD522 SIEMENS

1Relé de protección de distanciapara línea de 400 kV 21/21N 7SA52 SIEMENS

1Relé de protección porsobrecorriente direccional 67N 7SJ63 SIEMENS

1Recierre monopolar aplicable aarreglos de dos interruptores 79 7VK61 SIEMENS

1 porinterruptor

Relé de protección contra falla deinterruptor 50FI 7SA52 SIEMENS

1Relé de protección contradesbalance de tensión 60 7VK61 SIEMENS

1Relé de protección contrasobretensión y baja tensión 59/27 7VK61 SIEMENS

2 porinterruptor

Relé de supervisión de bobina dedisparo SBD 7VK61 SIEMENS

1Relé de verificador desincronismo 25/27 7VK61 SIEMENS

1 Registrador de disturbios RD 7KE6000 SIEMENS


1Módulo de control y adquisiciónde datos MCAD 6MD66 SIEMENS

Tabla 17.- Sección LA21-2* de Siemens

105


1Relé de protección de distanciapara línea de 115 Kv 21/21N 7SA52 SIEMENS

1Relé de protección porsobrecorriente direccional 67/67N 7SJ62 SIEMENS

1 Recierre tripular 79 7SA52 SIEMENS1 por

interruptorRelé de protección contra falla deinterruptor 50FI 7SJ62 SIEMENS

1Relé de verificador desincronismo 25/27 7SA52 SIEMENS

1 Registrador de disturbios RD 7SJ62 SIEMENS2 por

interruptorRelé de supervisión de bobina dedisparo SBD 7SJ62 SIEMENS



Tabla 18.- Sección L721 de Siemens


1 porinterruptor

Relé de protección contra falla deinterruptor 50FI SEL 351 SEL

1 Relé de sincronismo 25/27 SEL 351 SEL


ISTAT400 AREVA


ISTAT400 AREVA

2 porinterruptor

Relé de supervisión de bobina dedisparo SBD 80BD

COMPONEN-TA


Tabla 19.- Sección BUS de Siemens

106


1Relé diferencial de línea de115 Kv 87L 7SD52 SIEMENS

1Relé de protección dedistancia para línea de 115 kV 21/21N 7SJ62 SIEMENS

1 Recierre tripular 79 7SD52 SIEMENS1 por

interruptorRelé de protección contrafalla de interruptor 50FI 7SJ62 SIEMENS

1Relé de verificador desincronismo 25/27 7SD52 SIEMENS

1 Registrador de disturbios RD 7KE6000 SIEMENS2 por

interruptorRelé de supervisión de bobinade disparo SBD 7SJ62 SIEMENS

1Equipo de medidamultifunción MM ION8300 PM

1Módulo de control yadquisición de datos MCAD 6MD66 SIEMENS

Tabla 20.- Sección L787 de Siemens

107

2.1.2.2.- Características técnicas de los dispositivos empleados por Areva para el

primer nivel de la subestación




multifunción.

2.1.2.2.1.- Módulos de control y adquisición de datos (MCAD’s)

Los dispositivos elegidos por Siemens para desempeñar la función de MCAD’s en

el primer nivel de la subestación son los 6MD66 de la marca Siemens.

El dispositivo 6MD66 es un componente integrado del sistema de control

automático de energía SICAM. Tanto los MCAD’s 6MD66 como los relés de

protección que describiré posteriormente están configurados mediante el uso de la

misma herramienta, el DIGSI 4. Este programa de PC permite que la entrada de

datos en las posiciones de los MCAD’s solo tengan que introducirse una vez,

evitando de este modo los posibles errores a la hora de duplicar las entradas.

Además, esta herramienta concede una interfaz con el usuario bastante sencilla,

permitiendo al mismo leer y configurar de manera sencilla los datos recibidos por

los módulos de configuración y adquisición de datos.

En cuanto a lo que a comunicación se refiere, los dispositivos 6MD66 permiten la

conexión mediante canales vía serie RS485/RS232 (necesario para la

comunicación con los DEI’s del primer nivel de la subestación) y mediante fibra

óptica (necesario para la comunicación con los distintos elementos del segundo

nivel de la subestación) a través de un amplio rango de protocolos de

comunicación tales como DNP 3.0, UCA2 o IEC 61850.

Las funciones principales que realizan son las siguientes:

108

- Control: permiten la ejecución de órdenes de configuración enviadas desde

niveles superiores de la subestación.

- Sincronización: permiten la sincronización temporal de los distintos elementos

de conmutación de la subestación.

- Comunicación entre DEI’s del nivel 1: más importante en las subestaciones de

transmisión que en las de distribución, para ello los MCAD’s estarán conectados

mediante fibra óptica entre ellos.

- Comunicación de los datos medidos en los DEI’s hacia niveles superiores:

posible gracias a la aceptación de los protocolos exigidos por la CFE para la

comunicación en el nivel 2 de la subestación: UCA2, DNP 3.0 nivel 2, IEEE

802.3.

- Funciones de protección automática: los 6MD66 se pueden configurar a través

de la interfaz gráfica CFC para realizar distintas funciones automáticas de control.

Esto se corresponde con lo que la CFE llama en las especificaciones generales del

SICLE como funcionamiento en modo prueba.

- Supervisión de automatismos locales: control de cambiadores de derivación,

servicios propios y otros.

Una vez comprobado que los dispositivos 6MD66 aceptan los protocolos

de comunicación y realizan las funciones de control exigidas por la CFE, es

necesario asegurarse de que también cumplen los requisitos exigidos para las

características de su hardware. Así, éstas se detallan a continuación:

- Entradas analógicas:

Frecuencia nominal: 50 o 60 Hz (ajustable).

Corriente nominal: 1 o 5 A (ajustable).

Tensión nominal: 100 V, 110 V, 125 V, 100/sprt(3), 110/sqrt(3) (ajustable).

Rango de medida de la intensidad: Hasta 1.2 veces la In.

Capacidad térmica de carga: 12 A continuamente, 15 A durante 10 s y 200 A

durante 1 s.

Rango de medida de la tensión: Hasta 170 V de valor eficaz.

Máxima tensión permitida: 170 V continuamente.

Rango de medida de las entradas del transductor: ± 24 mA DC.

109

Máxima corriente de continua permitida: ± 250 mA DC.

Las tarjetas de entradas analógicas son autocalibrables se obtienen a partir de las

señales de los transductores:

a) señales de corriente: ± 1 mA, 0-1 mA y 4-20 mA.

b) señales de tensión: 0-5 V, 0- 10 V, ± 5 V y ± 10 V.

- Entradas binarias:

Rango de tensión nominal: 24 a 250 V DC.

Umbral de mínima tensión:

Para tensiones nominales de 24,48,60 V: 17 V DC.

Para tensiones nominales de 110 V: 73 V DC.

Para tensiones nominales de 220,250 V: 154 V DC.

Máxima tensión permitida: 300 V DC.

Duración mínima de impulso de mensaje: 4.3 ms.

Proporcionan información sobre: cambios de estado y registro secuencial de

eventos de 1 ms.

- Salidas binarias:

Los intervalos de señal de salida analógica para señales de corriente son:

± 1 mA y 4-20 mA.

Los intervalos de señal de salida analógica para señales de tensión son:

± 1 V y 0/±10 V.

- Canales de comunicación:

Fibra óptica:

Baudios: 1.5 Mbaud.

Longitud de onda óptica: 820 nm.

Máxima distancia: 1.5 km.

RS485:

Baudios: 12 Mbaud.

Máxima distancia: 1km (93.75 kbaud.), 100m (12Mbaud.).

R232:

Baudios: 4800 a 115200 baud.

110

Máxima distancia: 15m.

Por tanto, se comprueba (comparando las características anteriores con las

especificaciones generales acerca de los MCAD’s) que los dispositivos 6MD66

cumplen los requisitos mínimos exigidos por la CFE en cuanto a: funciones

principales que debe realizar, protocolos de comunicación y características

hardware.

2.1.2.2.2.- Dispositivos electrónicos inteligentes (DEI’s) empleados por Siemens


electrónicos inteligentes ofrecidos por Siemens.

2.1.2.2.2.1.- 7SA522. Protección numérica de distancia

Los relés 7SA522 proporcionan una protección de distancia completa de la línea,

además de incluir distintas funciones de protección que son típicas en las líneas de

transporte (transmisión) y distribución. La figura 42 muestra un relé 7SA522.

Figura 42.- 7SA522

Las funciones de protección que desempeña este dispositivo son las siguientes:

Protección de distancia con seis sistemas de medida.

Protecciones de falta a tierra con gran resistencia de puesta a tierra.

Protección de sobreintensidad.

Protección de sobretensión.

Protección para baja tensión.

Protección de frecuencia.

Autorrecierre.

111

2.1.2.2.2.2.-7SJ63. Protección multifunción con control local.

El dispositivo electrónico 7SJ63 puede utilizarse para realizar funciones de

protección para alimentadores de distribución y transmisión, pudiendo estar éstos

conectados a tierra o no. Se puede emplear en redes radiales o malladas y también

en líneas con una o varias terminales. Las funciones de protección de

sobrecorriente pueden tener características inversas, de temporización definida por

el usuario o de temporización fija. Además, cuenta con un equipo de protección

de motor aplicable a las máquinas asíncronas.

El relé proporciona unas funciones de control local y automatización de uso

sencillo. El número de elementos primarios eléctricos que este relé puede

controlar depende únicamente del número de entradas y salidas correctas. La

lógica programable integrada (CFC) permite al usuario implementar sus propias

funciones. La figura 43 muestra un relé 7SJ63.

Figura 43.- 7SJ63

Las funciones de protección que desempeña el dispositivo 7SJ63 son las

siguientes:

Protección de sobrecorriente (con distintas opciones de temporización).

Protección de sobrecorriente direccional.

Detección de falta a tierra.

Protección intermitente de falta a tierra.

Protección de motor.

Protección de sobretensión y de baja tensión.

Autorrecierre.

112

2.1.2.2.2.3.-7SD52. Relé de protección diferencial con múltiples terminales

Los relés 7SD52 realizan principalmente funciones de protección diferencial y de

distancia en líneas de transporte (transmisión) y distribución.

La protección diferencial permite detectar faltas internas de la línea con gran

seguridad y fiabilidad, mientras que la protección de distancia permite actuar ante

faltas en la línea o en determinadas zonas exteriores a ella, detectando con gran

precisión el punto en el que se ha producido la falta, lo cual reduce los tiempos de

reparación y, por tanto, los tiempos en los que la línea está fuera de servicio.

Ambas funciones de protección funcionan de manera totalmente independiente.

Para llevar a cabo la detección del punto en el que se ha producido la falta, se

tienen en cuenta medidas tomadas en los relés de ambos extremos de la línea.

En la figura 44 se muestra un 7SD52.

Figura 44.-7SD52

Las funciones de protección desempeñadas por el relé 7SD52.

Protección diferencial.

Protección de distancia.

Protección de sobrecorriente.

Protección de sobretensión/baja tensión.

Autorrecierre.

Protección de frecuencia.

Localizador de falta.

2.1.2.2.2.4.- 7VK61. Relé controlador de interruptores.

113



de interruptor.







protección y de medida y monitoreo que se indican a continuación. La figura 45

muestra un relé 7VK61

Figura 45.- 7VK61

Las funciones de protección que desempeña el relé 7VK61 son las siguientes:

Autorrecierre monopolar y tripolar.

Comprobación de sincronismo.

Cierre en condiciones de asincronismo.

Protección para fallo de interruptores.

Protección de final de falta.

Protección de desequilibrio entre fases.

Protecciones de sobretensión y baja tensión.

2.1.2.2.2.5.- ION 8300. Medidores multifunción empleados por Siemens

114

Los dispositivos elegidos por Siemens para desempeñar esta función son los ION

8300 de Power Measurements. El funcionamiento y características de estos

medidores multifunción ya se han explicado en el apartado de la oferta de Areva.

2.1.2.2.2.6.- 7KE600. Registradores de disturbios empleados por Siemens

Los dispositivos 7KE6000 de la marca SIEMENS son registradores de fallas

capaces de realizar otras funciones como las de registros de potencia y frecuencia.

En caso de falta, todos los datos relevantes tanto analógicos como digitales son

grabados con su historial anterior a la falta, curva de evolución durante la falta y

el historial posterior a la falta. Se pueden emplear en los sistemas de generación

de potencia, en los sistemas de transmisión y en los puntos críticos de los sistemas

de distribución.

Figura 46.- 7KE6000

Los registradores 7KE6000 ayudan a la detección de picos de sobretensión, fallos

de potencia, sobrecargas de tensión, armónicos, oscilaciones y sus tendencias

asociadas, lo cual permite que empleando un análisis automático, las funciones

adecuadas de corrección sean empleadas en cada instante.



por Siemens para el segundo nivel del sistema.

115


Como ya se ha explicado en apartados anteriores, la misión de la CCL es realizar

el control integral de todos los elementos de la subestación desde la caseta

principal de control de la propia subestación.

El dispositivo elegido por Siemens para llevar a cabo esta misión es el Simatic

Rack PC 840. En la figura 47 se muestra un Simatic Rack PC 840.

.

Figura 47.- Simatic Rack PC 840

Estos PC’s industriales son capaces de llevar a cabo distintas misiones:

medida, procesamiento y control secuencial de máquinas, visualización de

secuencias de producción, procesamiento de imágenes en el contexto de la

inspección de calidad y , en lo que interesa en una CCL para un sistema SICLE,

adquisición de datos y manejo de los mismos, permitiendo la ejecución de órdenes

desde niveles superiores hacia elementos del campo de control, en nuestro caso la

aparamenta de la subestación eléctrica.

Los Simatic Rack PC 840 es válido para distintas aplicaciones, las cuales se

pueden optimizar para salvar memoria. En cada caso individual, dependiendo de

la misión que vaya a realizar, se utilizarán distintos procesadores, capacidades de

memoria, suministradores de potencia, sistemas de operación preinstalados y

añadidos mediante tarjetas, que configurarán el sistema apropiado para llevar a

cabo sus misiones específicas.

116

Además, se trata de PC’s robustos, dispuestos en 4 módulos verticales y diseñados

para trabajar a elevadas temperaturas y bajo situaciones críticas de vibración y

tensiones.

Como siempre, será necesario comprobar si el dispositivo Simatic Rack PC 840

cumple con los requisitos mínimos en cuanto a características técnicas que exige

la CFE en sus especificaciones generales acerca del SICLE. Las características

técnicas de los Simatic Rack PC 840 son las siguientes:

- Dimensiones: (Ancho x Alto x Profundo) 430 x 177 x 444.

- Procesador: PC industrial Intel Pentium 4, 2.8 GHz, 533 MHz FSB.

- Memoria principal:128 MB DDR333 SRAM, expandible a 2 GB.

- Gráficos: Via ProSavage8, 1280 x 1024 pixels.

- Sistemas operativos: Preinstalados MS-DOS 6.22 (en inglés), Windows NT (en

alemán e inglés), Windows 2000/xp.

- Alimentación: en AC 120/230 V a 50,60 Hz.

- Disco duro: Montaje interno 40 a 80 GB (opcional), RAIP1, 2 x 80 GB

(opcional).

Comunicaciones: Profibus/MPI (12Mbits/s), Ethernet (10/100Mbits/s),USB2.0,

Canales serie COM1 y COM2.

Se puede comprobar, por tanto, que el dispositivo Simatic Rack PC 840 cumple

con los requisitos técnicos mínimos exigidos por la CFE en cuanto a memoria

necesaria, protocolos de comunicación e interfaz gráfica. Por tanto, será capaz de

desempeñar las funciones de control y señalización de alarmas que se piden a una

CCL.

En cuanto al software empleado para poder desempeñar estas funciones de

protección integral, el sistema ofrecido por SIEMENS es el SICAM SAS. Este

sistema proporciona numerosas opciones de comunicación y un sistema de

automatización abierto, al aceptar el uso de protocolos de comunicación

ampliamente extendidos. Permite llevar a cabo las funciones de protección y

control de la subestación desde la consola de control local (CCL) estableciendo

una interfaz con el usuario intuitiva y de fácil uso.

117


El dispositivo elegido por Siemens para desempeñar la función de CI es el

Simatic Box PC 620.

Figura 48.-Simatic Box PC 620

El Simatic Box PC 620 se caracteriza por permitir el funcionamiento de

procesadores de gran capacidad (Intel Celeron y Pentium III) en reducidos

espacios. El hecho de conseguir reducir espacios es conveniente para la CI, debido

a su disposición en un despacho ergonómico situado en la sala de despachos

situada en el interior de la caseta de control de la subestación.

Además, este dispositivo concede gran flexibilidad de trabajo debido a sus dos

ranuras para módulos de PC, dos puertos USB y memoria RAM de 1 GB.

Las características técnicas serán similares a las del Simatic Rack PC 840 excepto

en las dimensiones, que se reducen a los valores de : 388 x 331 x 166.

2.1.3.3.- Sistemas de alimentación de equipos de control supervisorio





118

- Inversor de voltaje CD-CA. El dispositivo elegido por Siemens para desempeñar

esta función es el Inversor Philtek.



Estos dos últimos elementos son de la marca Siemens.


El equipo de prueba incluido en la oferta de Siemens es el Satellite (Toshiba). Las

características de este equipo ya se han explicado en el apartado 1.1.3.4 de la

oferta de Areva.



empleados por Siemens relacionados con el tercer nivel del sistema.


Los dispositivos elegidos por Siemens para desempeñar esta función son los

6MD200. El servidor SCADA es redundante tal y como se exige en las

especificaciones generales de la CFE al respecto.

Los dispositivos 6MD200 permiten llevar a cabo las funciones requeridas para un

servidor SCADA de un sistema SICLE, al poder adquirir datos desde niveles

inferiores para una comunicación a un nivel superior alejado de la subestación y al

permitir, además, ejecutar órdenes provenientes desde dicho nivel superior. Para

poder realizar estas funciones, los servidores SCADA deben aceptar distintos

protocolos para poder formar parte de un sistema abierto y ésta es una de las

características de las que goza el dispositivo 6MD200. Con este tipo de

dispositivos conseguimos que toda la información que queremos transmitir a

niveles superiores (UTM’s) concentre en una sola base común, con lo que se

119

consigue una uniformidad en la información que evita que se den errores por

redundancia o desfases temporales.

a)La CPU incluida en los dispositivos 6MD200 cumplen los requisitos

exigidos por la CFE. Así, su tecnología es equivalente a Intel Pentium III, cuando

lo exigido es la equivalencia con un Intel Pentium II. Además, cuenta con interfaz

de red ethernet IEEE 802.3 y controlador de comunicaciones para enlaces serie

SCADA a nivel superior, comunicándose mediante el protocolo de comunicación

DNP 3.0.

b) Cuenta con dos puertos de comunicación vía serie RS232.

c) Cuenta con protección contra las interferencias que se produzcan en el medio

de comunicación.

2.1.4.2.- Conexión a través de red WAN

La conexión desde el concentrador al Firewall y Router se hace mediante

comunicación Ethernet protocolo TCP/IP, y desde el Router a la Red WAN con

Red LAN IEEE 802.3. En este aspecto, es necesario comentar que no existe en

este diseño una comunicación directa desde los DEI’s hasta la Red WAN, sino

que la comunicación con el nivel de control remoto se hace siempre pasando por

el concentrador del nivel 2, lo cual se no se corresponde con las exigencias de la

CFE acerca de esta conexión.

Los equipos elegidos para desempeñar las funciones de Firewall y Router son el

Pix506 y el Cisco3662 ambos de la marca Cisco. Las características de estos

equipos ya se han explicado en el apartado 1.1.4.2 de la oferta de Areva.


La configuración propuesta por Siemens, como se ha explicado en el apartado 1.1

de la oferta de Siemens, es una configuración redundante en estrella.

Los protocolos de comunicación utilizados son los siguientes:

120

Nivel 1: Canales serie RS232 y RS485 (para la red de medición) siguiendo el

protocolo DNP 3.0 nivel 2.

Nivel 2: Para la comunicación a nivel de la subestación se utiliza (como así lo

exige la CFE) fibra óptica con protocolo IEEE 802.3, DNP 3.0 nivel 2.

Nivel 3: La conexión a través del servidor SCADA con el nivel de control remoto

se hará siguiendo el protocolo DNP 3.0.


El lote de partes de repuesto incluido en la oferta de Siemens está compuesto por

los siguientes equipos:





2.2.- REFERENCIAS PROPORCIONADAS POR SIEMENS

Siemens facilita en su oferta una lista de referencias con las que demuestra su

experiencia en la realización de sistemas integraos de control, protección y

medida de subestaciones.

Es interesante comentar que Siemens ha llevado a cabo el diseño de sistemas

SISCOPROMM y sistemas SICLE para distintas subestaciones de la CFE. En la

tabla 21 se muestra la lista de referencias de Siemens.

121

Proyecto (Niveles de tensión) Cliente (País) Año

Tres Estrellas (400/115 kV) CFE (México) 2000

Pidiregas(230/13.8 kV) CFE (México) 2001

Anahuac (230/13.8 kV) CFE (México) 2002

Dos Bocas (400 kV) PEMEX (México) 2002

PEMEX (400/115 kV) PEMEX (México) 2002

Castro del Río (230/13.8 kV) CFE (México) 2004

Sistemas Norte (400/115 kV) CFE (México) 2004

709 1ª Fase (230/13.8 kV) CFE (México) 2004

Tabla 21.- Lista de referencias de Siemens

2.3.- OFERTA ECÓNOMICA DE SIEMENS

A continuación, se muestra el desglose de la oferta económica realizada por

Siemens para la implantación del sistema SICLE en la subestación Santa María.



equipos de protección, control y medida empleados por Areva


UNITARIO (USD)

PRECIO

TOTAL (USD)

LA 85-2 2 68.075 136.151,74

LA 21-2* 2 68.075 136.151,74

L 721 4 26.330,20 105.320,78

TA7 1 54.939,10 54.939,10

BUS 1 17.808,07 17.808,07

L 787 1 30.646,34 30.646,34

MM 1 25.200 25.200

484.980

Tabla 22.- Lista de referencias de Siemens

122


lotes:









DESCRIPCIÓN

DEL LOTE

CANTIDAD PRECIO

UNITARIO (USD)

PRECIO

TOTAL (USD)

SICLE INTEGRAL 1 219.931,24 219.931,24

EQUIPO DE

PRUEBA

(SIMULADOR)

1 9.698,76 9.698,76

SISTEMA DE

COMUNICACIÓN1 14.052,76 14.052,76

PARTES DE

REPUESTO1 22.052,76 22.052,76

TIEPCyM’s 1 506.217,77 506.217,77

771.953,29

Tabla 23.- Coste económico total del SICLE ofrecido por Siemens

Por tanto, el precio total del SICLE ofrecido por Siemens es de 771.953,29 USD.

3.- ELECCIÓN DE LA MEJOR OPCIÓN RECIBIDA

En este apartado se compararán las dos ofertas recibidas para el diseño del SICLE

a implantar en la subestación Santa María y se elegirá la mejor opción. Para

123

comparar las ofertas de Areva y Siemens se tendrán en cuenta los siguientes

aspectos:

3.1.- CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

Analizando las funciones que son capaces de desempeñar y las características

técnicas (tanto en hardware, como en software) que tienen los distintos equipos o

dispositivos que componen los sistemas SICLE ofrecidos por Areva y por

Siemens, se puede concluir (al comparar dichas funciones y características

técnicas con las exigidas en cada caso por la CFE, tanto en las especificaciones

generales acerca del SICLE, como en las especificaciones particulares del SICLE

a implantar en la subestación de Santa María) que dichos equipos o dispositivos

cumplen los requisitos mínimos exigidos por la CFE en ambos casos.

Otro aspecto importante a valorar es que, como se ha ido viendo a lo largo los

apartados anteriores, las dos ofertas respetan los protocolos de comunicación que

establece la CFE para los distintos niveles de comunicación del sistema.

En definitiva, como conclusión a este apartado se puede decir que desde el punto

de vista técnico (en lo referente a los equipos y a los protocolos de comunicación)

ambas ofertas son válidas.

En lo referente a la configuración, Areva elige la configuración en anillo óptico

redundante, mientras que Siemens elige una configuración en estrella con canales

de fibra óptica también redundantes. Como ya se ha analizado en el punto 3.1 de

las especificaciones generales del SICLE, la configuración que la CFE exige para

dichos sistemas es la configuración en estrella. Sin embargo, se ha podido

comprobar que la misma comisión ha aceptado diseños de dicho sistema en

configuración en anillo, como, por ejemplo, el SICLE (diseñado por Areva) de la

subestación del Aeropuerto Nogales. Además, la configuración en anillo aporta la

ventaja de que es intrínsecamente redundante, lo cual es especialmente positivo si

queremos que la comunicación entre dispositivos en el mismo nivel del sistema

(entre MCAD’s, entre CCL y CI, etc.) sea lo más fiable posible.

124

3.2.- OFERTAS ECONÓMICAS

En cuanto a lo que a las ofertas económicas se refiere, tenemos que:

- El precio total del SICLE ofrecido por Areva es de 728190,09 USD.

- El precio total del SICLE ofrecido por Siemens es de 771953,29 USD.

Es decir, la elección del sistema ofrecido por Areva supone un ahorro con

respecto al sistema ofrecido por Siemens de 43763,2 USD.

3.3.- REFERENCIAS

Un aspecto importante a tener en cuenta a la hora de elegir la mejor opción de

diseño de un sistema SICLE de entre dos ofertas recibidas, es la experiencia que

tengan los proveedores en la fabricación de sistemas similares y en la

participación en proyectos cuyo cliente es la CFE. Como ya se ha visto en las

referencias facilitadas por Areva y por Siemens, ambos proveedores tienen una

amplia experiencia en el diseño de sistemas integrados de control, protección y

medida similares SICLE a implantar en la subestación Santa María (como, por

ejemplo, el diseño de sistemas SISCOPROMM e incluso sistemas SICLE en otras

subestaciones de la CFE) y en la participación en diversos proyectos recientes

para la CFE.

3.4.- PROYECTO 126 SLT 801 ALTIPLANO

Otro punto a favor de Areva es el hecho de que este proveedor incluya en su

oferta global el suministro de todos los elementos de protección, control y

medición del proyecto 126 SLT 801 ALTIPLANO (sistema SICLE en subestación

Las Fresas, distintos dispositivos de protección en la subestación OJO SECO,

etc.), mientras que Siemens se centra únicamente en la subestación Santa María.

De este modo, se pueden abaratar costes en el suministro debido a que el volumen

de la oferta es mucho mayor.

125

En definitiva, entre las dos ofertas recibidas, siendo ambas técnicamente válidas,

se elegirá la oferta de Areva al ser mejor desde el punto de vista económico y al

aportar otras ventajas que se acaban de comentar, como el hecho de realizar una

oferta global para todo el proyecto de Altiplano o la redundancia intrínseca de la

configuración en anillo.

4.- REALIZACIÓN DE UN DISEÑO PROPIO

En este apartado se realizará un diseño para el SICLE a implantar en la

subestación Santa María, de tal modo que: cumpla todos los requisitos técnicos

exigidos por la CFE y, en la medida de lo posible, consiga reducir costes

económicos con respecto a los diseños anteriormente planteados (Siemens y

Areva). Para ello se utilizará la información obtenida a través de Internet y de

documentos de proyectos anteriores realizados por la empresa SOCOIN.

De nuevo, los pasos que se seguirán en el estudio del diseño realizado son:


y dispositivos empleados cumplen con los requisitos mínimos exigidos por la

CFE, tanto en las especificaciones generales como en las particulares de la


- En segundo lugar, se valorarán las referencias de los fabricantes que participan

en este diseño.

- En tercer lugar, se realizará el desglose de la oferta económica del diseño propio.

4.1.- OFERTA TÉCNICA DEL DISEÑO PROPIO

Como se acaba de explicar, se comenzará el estudio del diseño ofrecido por

Siemens comprobando que la oferta técnica cumple con los requisitos exigidos

por la CFE. Para ello se describirán la configuración empleada y las características

principales de los dispositivos y equipos empleados en este diseño


126

La configuración elegida para el sistema SICLE a implantar en la subestación

Santa María se muestra en la figura 49. Se puede observar es una configuración en

anillo óptico redundante.

Figura 49.- Configuración del SICLE del diseño propio

4.1.2.- Nivel 1: Nivel de los terminales de protección, control y medida

Para evaluar a los dispositivos empleados en el diseño propio para este nivel del

sistema, se presentarán en primer lugar las secciones o tableros integrados para

equipos de protección, control y medida ofrecidos por dicho fabricante,

procediendo en segundo lugar a explicar las características de los dispositivos

incluidos en dichas secciones o tableros.



127


control y medida incluidos en el diseño propio para el sistema SICLE a implantar

en la subestación Santa María se recogen en las tablas 24, 25, 26, 27, 28 y 29, que

se presentan en las siguientes páginas. Como ya se ha explicado en el apartado 3.2

de las especificaciones generales del sistema SICLE, en los TIEPCyM se

encuentran los MCAD’s y los DEI’s (relés de protección, registradores de

disturbios y medidores multifunción).


medida incluidas en el diseño propio se muestran en las siguientes tablas, en las

que se comprueba que en esta oferta se cumplen los requisitos mínimos de

protección exigidos por la CFE. Además, se podrá comprobar en el apartado

3.1.2.2.2 que los relés incluidos en estos tableros no solo realizan las funciones de

protección mínimas exigidas por la CFE, sino que pueden desempeñar otras

muchas funciones que pueden ayudar a llevar a cabo una protección integra de los


128


1

Relé de protección porcomparación direccional paralínea de 400 Kv 85L REL 505 ABB

1Relé de protección de distanciapara línea de 400 kV 21/21N REL 531 ABB

1Relé de protección porsobrecorriente direccional 67N REL 531 ABB

1 Recierre monopolar 79 REL 531 ABB1 por

interruptorRelé de protección contra fallade interruptor 50 FI REL 505 ABB

1Relé de protección contradesbalance de tensión 60 REL 505 ABB

1Relé de protección contrasobretensión y bajo tensión 59/27 REL 505 ABB

2 porinterruptor


COMPONEN-TA

1 Relé verificador de sincronismo 25/27 REL 505 ABB1 Registrador de disturbios RD TR 116 ABB


1 porinterruptor

Módulo de control y adquisiciónde datos MCAD SEL 2410 SEL

Tabla 24.- Sección LA 85-2 del diseño propio

129


1Relé diferencial de línea de 400kV 87L REL 551 ABB

1Relé de protección de distanciapara línea de 400 Kv 21/21N REL 531 ABB

1Relé de protección porsobrecorriente direccional 67N REL 531 ABB

1Recierre monopolar aplicable aarreglos de dos interruptores 79 REL 531 ABB

1 porinterruptor

Relé de protección contra falla deinterruptor 50FI 7VK61 SIEMENS

1Relé de protección contradesbalance de tensión 60 REL 551 ABB

1Relé de protección contrasobretensión y baja tensión 59/27 REL 551 ABB

2 porinterruptor


COMPONEN-TA

1Relé de verificador desincronismo 25/27 REL 531 ABB



1Módulo de control y adquisiciónde datos MCAD SEL 2410 SEL

Tabla 25- Sección LA 21-2* del diseño propio

130


1Relé de protección de distanciapara línea de 115 Kv 21/21N REL 512 ABB

1Relé de protección porsobrecorriente direccional 67/67N REL 501 ABB

1 Recierre tripular 79 REL 512 ABB1 por

interruptorRelé de protección dcontra fallade interruptor 50FI REL 512 ABB

1Relé de verificador desincronismo 25/27 REL512 ABB

1 Registrador de disturbios RD TR 116 ROCHESTER2 por

interruptorRelé de supervisión de bobina dedisparo SBD 80BD

COMPONEN-TA



Tabla 26.- Sección L721 del diseño propio

131

Tabla 28.- Sección BUS del diseño propio


1Relé diferencial de línea de 115Kv 87L REL 316 ABB

1Relé de protección de distanciapara línea de 115 kV 21/21N REL 501 ABB

1 Recierre tripular 79 REL 316 ABB1 por

interruptorRelé de protección contra fallade interruptor 50FI 7VK61 SIEMENS

1Relé de verificador desincronismo 25/27 REL 316 ABB

1 Registrador de disturbios RD TR 116 ROCHESTER2 por

interruptorRelé de supervisión de bobinade disparo SBD 80BD

COMPONEN-TA


1Módulo de control yadquisición de datos MCAD SEL 2410 SEL

Tabla 27.- Sección L787 del diseño propio


1 porinterruptor

Relé de protección contra falla deinterruptor 50FI 7VK61 ABB

1 Relé de sincronismo 25/27 7VK51 ABB


ISTAT400 AREVA


ISTAT400 AREVA

2 porinterruptor


COMPONEN-TA


132


1Relé diferencial detransformador 87T TPU 2000 ABB

1Relé de sobrecorrinte lado dealta 51H REL 505 ABB

1Relé de sobrecorrinte lado debaja 51L REL 505 ABB

1 Relé de sobrecorriente en neutro 51N REL 505 ABB

1Relé detector de aterrizamientopor desbalance de tensión 64N REL 501 ABB

1Relé de sobrecorriente delterciario 51T REL 501 ABB

1Relé de sobrecorriente deservicio propio 51SP REL 501 ABB

1 porinterruptor

Relé de protección contra fallade interruptor 50FI 7VK61 SIEMENS

2 porinterruptor


COMPONEN-TA

1 Relé de sincronismo 25/27 REL 505 ABB1 Registrador de disturbios RD TR116 ROCHESTER



Tabla 29.- Sección TA7 del diseño propio

133

4.1.2.2.- Características técnicas de los dispositivos empleados en el diseño propio

para el primer nivel de la subestación




multifunción.

4.1.2.2.1.- SEL 2410. Módulos de control y adquisición de datos (MCAD’s)

Los dispositivos SEL 2410 de la marca SCHWEITZER son capaces de

desempeñar las funciones que se requieren en un módulo de control y adquisición

de datos, esto es: adquisición de datos para permitir la comunicación entre DEI’s

y nivel de la subestación (CCL, CI, Servidor SCADA), ejecución de órdenes

enviadas desde niveles superiores (CCL, CI, UTM’s) y funciones de protección y

control automático. En la figura 50 se muestra un SEL 2410

Figura 50.- SEL 2410

Las entradas analógicas se obtenienen a partir de las señales de transductores:

- Señales de corriente: ± 1 mA y 10 mA.

- Señales de tensión: ± 5 V y ± 10 V.

Cuenta con un convertidor analógico/digital que tiene una exactitud del 0,05 % a

plena escala utilizando su conversión 11 bits más signo.

134

Las entradas digitales indican el estado de interruptores, cuchillas, alarmas, así

como los cambios momentáneos de estado de dichos elementos.

Las salidas digitales de control pueden ser configuradas para:

- Control instantáneo (Abrir/Cerrar).

- Subir/Bajar.

Las salidas digitales deben son ajustables por programación en el intervalo de 0,1

a 1s, en forma individual por punto de salida, para comandos instantáneos con

verificación antes de operar. En el caso de comandos para el control de operación

directa para subir/bajar se requiere duración de pulsos programables de 0,1 a 10 s

con incrementos de 0,1 s configurables por software, y deben estar de acuerdo al

protocolo de comunicación del nivel superior. Las salidas subir/bajar tienen una

capacidad de 1 A y de 125 VCD.

Las salidas analógicas tienen los siguientes valores nominales:

- señales de corriente: ± 1 mA.

- señal de tensión: ±10 V.

Los SEL 2410 incluyen puertos para canales serie RS232 y RS485 para la

comunicación con los DEI’s y puertos para canales en fibra óptica para la

comunicación con los elementos de los niveles superiores. Son compatibles con

los protocolos: DNP 3.0 nivel 2, UCA 2, IEEE 802.3.

4.1.2.2.2.- Dispositivos electrónicos inteligentes (DEI’s) empleados en el diseño

propio


electrónicos inteligentes empleados en el diseño propio.

135

4.1.2.2.2.1.- REL 501. Protección de sobrecorriente direccional

El relé REL 501 de la marca ABB detecta tanto faltas fase – fase como faltas fase

– tierra. Sus funciones de protección principales son la protección de distancia y

protección de sobrecorriente direccional para líneas de subtransmisión, lo cual

confiere una protección bastante completa de las mismas, aunque será necesario

complementarlo con otras funciones de protección también necesarias. Puede

utilizarse en sistemas eléctricos complejos, lo cual es necesario en los sistemas

integrados de protección, control y medida SICLE, ya que las subestaciones en

las que se implantan son subestaciones de transmisión, las cuales suelen tener

disposiciones más complejas que las de distribución. En la figura 51 se muestra el

relé 501.

Figura 51.- REL 501

El relé REL 501, además de sus funciones principales de protección (distancia y

sobrecorriente direccional) también desempeña la función de detección de faltas a

tierra por desbalance de tensión.

136

4.1.2.2.2.2.- REL 512. Protección de distancia

El relé REL 512 de la marca ABB es un equipo integrado de protección para las

líneas de transmisión de los sistemas eléctricos de potencia. Utiliza una

combinación de algoritmos dominados por el tiempo y la frecuencia y múltiples

microprocesadores para proporcionar una protección eficaz, selectiva y segura. No

solo desempeña la función de protección de distancia, sino que incluye distintas

funciones complementarias necesarias para la protección de una línea de

transmisión.

Este dispositivo cuenta con interfaces seriales RS232 y permite el soporte de el

protocolo DNP 3.0, exigido por la CFE para la comunicación en el primer nivel de

la subestación. En la figura 52 se muestra un REL 512

Figura 52.- REL 512

Las funciones de protección que desempeña el relé REL 512 aparte de la

protección de distancia (21) son las siguientes:

- Recierre tripular.

- Fallo de interruptor.

- Verificador de sincronismo.

137

4.1.2.2.2.3.- REL 551. Protección diferencial de líneas

El relé REL 551 de la marca ABB tiene como función de protección principal la

protección diferencial en líneas de transmisión. Puede emplearse para la

protección de líneas aéreas y para cables de sistemas eléctricos rígidamente unidos

a tierra o bien con grandes impedancias de puesta a tierra.

La función básica en ambos dispositivos dispuestos en los extremos de la línea es

evaluar la corriente de fase de manera separada en ambos extremos, midiendo

tanto la amplitud de la corriente como el ángulo. Esto asegura una buena

sensibilidad en cuanto a lo que a detección de faltas se refiere.

Este dispositivo soporta el protocolo de comunicación DNP 3.0, que es el exigido

por la CFE para el primer nivel de la subestación. En la figura 53 se muestra un

REL 551.

Figura 53.- REL 551

El relé REL 551, además de su función de protección principal, realiza otras

funciones adicionales:

- Protección contra desbalance de tensión.

- Protección de sobretensión y baja tensión.

- Verificación de sincronismo.

138

4.1.2.2.2.4.- 7VK61. Relé controlador de interruptores.



de interruptor.







protección y de medida y monitoreo que se indican a continuación. En la figura 54

se muestra un relé 7VK61.

Figura 54.- 7VK61

Las funciones de protección desempeñadas por el 7VK61 son las siguientes:

- Autorrecierre monopolar y tripolar.


- Cierre en condiciones de asincronismo.

- Protección para fallo de interruptores.

- Protección de final de falta.

- Protección de desequilibrio entre fases.

- Protecciones de sobretensión y baja tensión.

.

139

4.1.2.2.2.5.-REL 316. Protección diferencial de línea

Este relé de protección numérico diferencial de línea de la marca ABB está

diseñado para la protección selectiva de faltas internas en las líneas de

distribución y subtransmisión (lo que equivale en la CFE a un nivel de tensión de

115 kV) en la de cualquier línea eléctrica. Así, puede trabajar en sistemas

eléctricos aislados o rígidamente unidos a tierra.

Es válido para llevar a cabo funciones de protección en líneas aéreas, líneas cortas

y largas, líneas muy cargadas y líneas con alimentación débil, pudiendo detectar

todo tipo de faltas: trifásicas, dos fases a tierra, faltas altamente resistivas, etc. A

la hora de realizar las funciones de protección que le corresponden tiene en cuenta

las variaciones (balanceos) de potencia y cambios de dirección de la energía que

se producen en la red. En la figura 55 se muestra un relé REL 316.

Figura 55.- REL 316

Además de su función de protección principal, la protección diferencial de líneas

de distribución y subtransmisión (87L), los REL 316 desempeñan las siguientes

funciones de protección adicionalmente:

- Protección contra pérdida de sincronismo.

- Recierre tripular.

- Sobrecorriente direccional con temporización fija.

- Sobretensión y baja tensión con temporización fija.

140

4.1.2.2.2.6.- REL 505. Protección de sobrecorriente direccional

La función principal que desempeña el relé REL 505 de la marca ABB es la de

protección de sobrecorriente direccional para líneas de transmisión. Se puede

emplear tanto en sistemas rígidamente puestos a tierra como en sistemas con gran

impedancia de puesta a tierra.

Este dispositivo soporta el protocolo DNP 3.0, que es el exigido por la CFE para

las comunicaciones en el primer nivel de la subestación. En la figura 56 se

muestra un relé 505.

Figura 56.- Relé 505

Las funciones de protección que desempeña este dispositivo además de su función

principal de protección de sobrecorriente direccional (85L) son las siguientes:

- Protección para fallo de interruptor.

- Verificación de sincronismo.

- Desbalance de tensión.

Además, es posible elegir una gran variedad de funciones opcionales como:

localizador de faltas o registro de disturbios.

4.1.2.2.2.7.- REL 531. Relé de protección de distancia

El relé REL 531 de la marca ABB se puede emplear para la protección de líneas

aéreas y cables en redes eléctricas rígidamente conectadas a tierra. Una de sus

principales ventajas es su rapidez a la hora de actuar. Su función de protección

141

principal es la de protección de distancia con característica cuadrilateral para

poder detectar faltas con impedancia a tierra muy resistiva.

Este dispositivo soporta el protocolo de comunicaciones DNP 3.0, que es el

exigido por la CFE para el primer nivel de la subestación. En la figura 57 se

muestra un relé REL 531.

Figura 57.- REL 531

Además de su función de protección principal, protección de distancia para líneas

de transmisión (21), desempeña otras funciones adicionales que ayudan a realizar

la protección integral de las líneas de transmisión:

- Sobrecorriente direccional de faltas a tierra.

- Recierre monopolar.

- Sobrecorriente instantanea.

- Registrador de eventos.

4.1.2.2.2.8.- TPU 2000. Protección diferencial de transformador

El relé TPU 2000 de la marca ABB está diseñado para llevar a cabo protección de

transformadores trifásicos. Realizan una protección diferencial, con la que

detectan las faltas internas del elemento que protegen. Los modos flexibles de

restricción de armónicos evitan la actuación de la protección en caso de falsas

alarmas provocadas por la sobreexcitación o sobrecarga admisible en el

transformador. En la figura 58 se muestra.

142

Figura 58.- TPU 2000

Este dispositivo desempeña la función de protección diferencial de

transformadores trifásicos (87T), teniendo además: elementos de detección de

sobrecorriente de fase y tierra, registradores de faltas digital y medidores de

potencia.

4.1.2.2.2.9.-ION 8300. Medidores multifunción empleados en el diseño propio

Los dispositivos que se han elegido para desempeñar la función de medidores

multifunción son los ION 8300. Las características y funcionamiento de estos

dispositivos se han explicado en el apartado de la oferta de ArevaÇ

4.1.2.2.2.10.-TR 116. Registradores de disturbios

Los dispositivos que se han elegido para desempeñar esta función son los TR116

de la marca Rochester. Las características y funcionamiento de estos dispositivos

se han explicado en el apartado de la oferta de Areva.



por Areva para el segundo nivel del sistema.

143


Se ha elegido para desempeñar las funciones de la consola control local al equipo

Simpac CIC XAR 2-4 de la marca SEPAC.

Este equipo compacto Simpac CIC XAR 2-4 permite al usuario llevar a cabo las

funciones de control local de la subestación que se le exigen al CCL a implantar

en un sistema SICLE. Así, permiten llevar a cabo las siguientes funciones:

- adquisición de datos recogidos en el nivel 1 de la subestación (medidas de los

medidores multifunción y estados de los relés) a través de los MCAD’s. Las

consolas de control local deben incluir los recursos de programación que permitan

la instalación y ejecución de aplicaciones propietarias para acceso a toda la

información de los relés de protección, medidores multifunción y PLC’s de los

MCAD’s. Esta adquisición de datos puede llevarse a cabo: de manera cíclica en

intervalos de tiempo seleccionables por el operario, activada por el operario en un

instante determinado, o por una ocurrencia puntual de un evento.

- ejecución de órdenes de control sobre la aparamenta eléctrica de la subestación.

Para poder desempeñar dichas funciones de control, este equipo cuenta con las

siguientes características técnicas:

Cada SIMPAC CIC XAR 2-4 está dimensionado de acuerdo a las características

particulares de cada subestación.

Todas las tarjetas que integran la CPU están soportadas sobre PC-104-Plus.

Permiten al usuario dar instrucciones para sincronizar el reloj de los distintos

equipos que componen el sistema, aunque también puede llevarse a cabo su

sincronización con el resto de equipos vía satélite mediante GPS integrado en el

servidor SCADA.

Permite la comunicación con dispositivos de distintos fabricantes, requisito

fundamental para poder formar parte de un sistema SICLE, siempre y cuando

estos dispositivos acepten alguno de los siguientes protocolos de comunicación:

DNP 3.0, UCA2, MODBUS, QUENDAR, INDATIC o WESTON RECON I,II.

Los distintos protocolos enumerados anteriormente pueden ser configurados en

144

modo maestro y en modo remoto. Así, como maestro, será la CCL (SIMPAC CIC

XAR 2-4) la que realice el barrido en los distintos MCAD’s del nivel 1 del

sistema. Sin embargo, como esclavo, será la SIMPAC CIC XAR 2-4 la que

responderá a las instrucciones enviadas desde los niveles de control remoto.

Las características de la CPU son las siguientes: microprocesador 80486 de 32

bits a 66 MHz, capaz de procesar más de 100 millones de instrucciones por

segundo, con disco duro de 80 GB. memoria RAM 1 GB con verificación de

integridad ECC, expandible, interfaz de red Ethernet IEEE 802.3, Capacidad de

direccionamiento de cómo mínimo 32 bits.

En cuanto a la alimentación, los voltajes de entrada son de 24, 48, 250 Vcd y 127,

240 en Vca (60 Hz) y los voltajes de salida son +5 Vdc (0.75 a 7 A), +12 Vcd (0-1

A), -12 Vcd (0- 0,3 A).

Las condiciones ambientales en que soporta son de –10 a 70 ºC, con una humedad

relativa de entre 0 y 95% no condensada.

El software empleado por estos equipos para llevar a cabo el control íntegro de la

subestación está constituido por dos grandes bloques:

SEPAC software, que incluye módulos de control, interfaz, configuración y

aplicación y que ha sido desarrollado por SEPAC orientado a plataformas en C++.

Software comercial. Permite la utilización de distintos programas comerciales

(Oracle, SCO- Unix SCO- Merge,etc.) contando con sus manuales y licencias

correspondientes.

SEPAC tiene la propiedad de todas las aplicaciones software que se utilicen en el

sistema. Así, desarrolla sus propias licencias de uso de estas aplicaciones.

El sistema operativo empleado es el SCO-Unix (arquitectura abierta). Este sistema

operativo es compatible con el modelo estándar de comunicaciones desarrollado

145

por la ISO (OSI, Open System Interconection) y es un sistema abierto y

comercial.

Cada aplicación software que se encuentre en el sistema cuenta con su propia

plataforma dependiendo de la función específica que realice. Por ejemplo, el

siguiente diagrama muestra la representación de las descargas parciales que se

producen en un transformador de 400 kV.

El software del equipo Simpac CICI XAR 2/4 incluye la interfaz hombre -

máquina MAN, que es una interfaz gráfica que representa el hardware del sistema

y los enlaces de comunicación. De tal modo, que el sistema incluye la posibilidad

de realizar un control adecuado de los datos y estados que se reciban desde los

MCAD’s de la subestación mediante una interfaz de uso sencillo e intuitivo para

el usuario. Así, con este equipo es posible desempeñar las funciones de: control de

la subestación, monitoreo del estado de los equipos, monitoreo de los eventos,

análisis estadístico de la información, análisis histórico de la información,

consulta del estado de los DEI’s del sistema, extraer información de los DEI’s,

controlar las variables digitales, configurar los DEI’s, programar variables de

cálculo, guardar la información del sistema.

El funcionamiento del software de este equipo se basa en distintos módulos de

programación que trabajan independientemente unos de otros, comunicándose

entre ellos mediante bases de información relacional y mediante rutinas en el

sistema operativo.

Las aplicaciones que permite la implantación del sistema operativo del equipo

SIMPAC CIC XAR 2-4 son las siguientes:

- Comunicación con los DEI’s: Esta aplicación permite llevar a cabo la

configuración de los distintos dispositivos electrónicos inteligentes del sistema

desde la consola de control local, además de permitir el acceso a la información

concedida por estos dispositivos acerca de los equipos que componen la

subestación. La información se presenta en la pantalla utilizando el software

desarrollado por SEPAC.

146

- Formato de análisis de faltas EXPOPAC: El software EXPOPAC permite

mostrar toda la información útil de los DEI’s en un formato único,

independientemente del relé o medidor multifunción del que estemos hablando.

Así, el formato de las oscilografías se presentaría de la siguiente manera:

Las descargas de la información puede realizarse mediante el disparo (trigger) que

se produzca cuando una variable alcance un determinado valor y/o mediante la

programación temporal (descargas cíclicas de la información en intervalos de

tiempo configurables por el usuario) y/o mediante el requerimiento en un instante

puntual del propio usuario. Además, esta información que se descarga en la CCL

es configurable, de tal modo que el usuario puede elegir: el formato de la

presentación de dicha información, las variables que desea que se presenten en

pantalla, el rango de amplitud de dicha variable que desea que se represente, el

intervalo de tiempo en el que se centre la representación y las escalas empleadas

en los gráficos obtenidos en pantalla, con el fin de facilitar la rápida comprensión

e interpretación de las variables que se están estudiando.

- Lógica programable de control: Esta aplicación permite llevar a cabo la

configuración de las funciones automáticas de control que deben desempeñar los

módulos de control y adquisición de datos. Así, se pueden programar desde la

consola de control local las distintas acciones que automáticamente deben seguir

los dispositivos electrónicos de protección y control en el momento en que se

produzca una determinada falta. Es decir, si ocurre por ejemplo una falta en una

de las barras de la subestación, determinar qué interruptores deben abrirse

inmediatamente con el fin de eliminar dicha falta en el menor tiempo posible.

Además, una vez ocurrida la falta, puede ser necesario modificar la configuración

de las funciones de protección que se desean que realicen los dispositivos

electrónicos del sistema. Esto puede realizarse automáticamente una vez que

ocurra una determinada falta, o también puede avisarse con una señal de alarma al

usuario para que sea éste el que tome la decisión que él considere adecuada en ese

momento.

147

- Balance de energía: Esta herramienta de análisis tener al usuario una visión

global del balance de energías que se produce en la subestación que está

controlando. Así, la interfaz gráfica nos permite evaluar de una manera rápida y

sencilla las pérdidas que se producen en la subestación y, en definitiva, la

eficiencia de la misma en lo que al proceso de transformación y transporte de

energía se refiere.

- Secuencia de eventos: Las secuencias de eventos mostradas en pantalla tienen

una resolución de 1 ms. De nuevo, tanto la información de dichas secuencias de

eventos como su formato de presentación en pantalla es configurable por el

usuario.

- Gráficos de tendencia: Esta otra herramienta de análisis también es configurable

por parte del usuario, de tal modo que éste está en disposición de elegir tanto la

frecuencia como la cantidad de las muestras tomadas y también el formato en el

que se presenta la información en pantalla.

- Mantenimiento preventivo: SEPAC ha desarrollado una aplicación software que

permite mostrar en pantalla los transformadores y los interruptores de la

subestación. Estas funciones adquieren información tanto del propio sistema de

control, protección y medida como de la instalación eléctrica que se desea

controlar con el fin de conocer el estado en todo momento de los distintos

elementos eléctricos primarios de los que se compone la subestación. Esta

herramienta gráfica se utiliza para poder llevar a cabo un mantenimiento

predictivo y preventivo de los equipos de la subestación. Así, por ejemplo, en el

caso de los transformadores no solo se muestran en pantalla los gráficos de la

evolución de los parámetros eléctricos que afectan a estos equipos, sino que

también se muestra la evolución temporal de: la calidad del aceite, ciclos de

sobretemperatura que se dan en el transformador, descargas parciales y otros

parámetros de interés si se quiere llevar a cabo un correcto mantenimiento de los

transformadores de la subestación. Por otro lado, en los interruptores se calcula el

término I2T mostrando en pantalla la vida útil de cada uno de los tres polos,

pudiendo el usuario configurar el sistema para que transmita señales de alarma

148

con sus correspondientes reportes dependiendo de los límites establecidos a la

hora de llevar el mantenimiento de estos dispositivos. De nuevo, las gráficas

mostradas en pantalla son configurables al gusto del usuario con el fin de facilitar

las susodichas tareas de mantenimiento preventivo y predictivo.


El equipo seleccionado como consola de ingeniería para el SICLE a implantar en

la subestación Santa María es el Simpac-XAR-2D de la marca SEPAC.

Las funciones de consola de ingeniería de subestación las desempeñará el equipo

Simpac-XAR-4D de la marca SEPAC. Este equipo permite la realización de las

funciones de control de la subestación desde un estudio ergonómico situado en la

sala de despachos de la caseta principal de control de la subestación. Así, se

incluye en la oferta de la consola de ingeniería un escritorio ergonómico y un

sillón con descansa brazos como se pide en las especificaciones particulares de la

CFE.

Figura 59.- Simapac XAR 2D

Las características técnicas del equipo Simpac-XAR-4D son las siguientes:

Procesador Pentium IV de 3.06 GHz, Memoria RAM 1 GB, disco duro de 120

GB, con monitor cromático de cristal líquido de 19 pulgadas.

149

El sistema operativo y aplicaciones empleadas por la consola de ingeniería serán

los mismos que las empleadas por la consola de control local.

4.1.3.3.- Sistema de alimentación para equipos de control





- Inversor de voltaje CD-CA. El dispositivo elegido para el diseño propio para

desempeñar esta función es el Inversor Philtek.



Estos dos últimos elementos son de la marca Areva.


El equipo de prueba incluido en el diseño propio es el Satellite (Toshiba). Las

características de este equipo ya se han explicado en el apartado 1.1.3.4 de la

oferta de Areva.



empleados en el diseño propio relacionados con el tercer nivel del sistema.


Los dispositivos elegidos para la realización de las funciones de servidor SCADA

son los SEL 2032 de la marca SEL. El servidor SCADA será redundante según lo

exigido por las especificaciones generales de la CFE al respecto, de tal manera

que se utilizarán dos dispositivos SEL 2032 para la realización de esta función.

150

Los equipos SEL 2032 permiten enlazar todos los dispositivos electrónicos

inteligentes de la subestación para permitir la comunicación de la información

entre estos DEI’s y la unidad terminal maestra (UTM), permitiendo además el

control íntegro de la subestación desde esta última. En la figura 60 se muestra un

SEL 2032.

Figura 60.- SEL 2032

También se podría utilizar como concentrador en el nivel 2 de la subestación

cuando en ésta se emplease una configuración en estrella, que no es el caso en este

diseño. En la figura 61 se representa al SEL 2032 funcionando como concentrador

en una configuración en estrella.

Figura 61.- SEL 2032 funcionando como concentrador en configuración estrella

151

Hay que tener en cuenta que en esta gráfica, se refiere a los MCAD’s como IED’s,

es decir, como Dispositivos Electrónicos Inteligentes (DEI’s), siendo esta

notación propia de los sistemas SISCOPROMM, pero no de los sistemas SICLE,

en los que se diferencia entre MCAD’s y DEI’s como ya expliqué en el apartado

donde se comparaban los dos sistemas anteriores, SICLE y SISCOPROMM.

Estos dispositivos adquieren y pasan información de relés y aparatos

especializados de presentación en pantalla de equipos para bases de datos de

mantenimiento y expertos del sistema.

Permite recibir la información de los MCAD’s de la subestación pudiendo ser

éstos de distintos fabricantes siempre que se respeten los protocolos de

comunicación, esto es: en redes de fibra óptica y cobre Ethernet con soporte para

DNP 3.0, Telnet, FTP, Utility y UCA. Además, permite la presentación en

monitores de entradas de contacto opcionales, graba registros de la información

proporcionada por los MCAD’s y envía esta información al nivel superior (nivel

de control remoto) usando DNP 3.0.

Colecciona, almacena y pasa reportes de medidor, indicadores, estado de entradas

digitales, reporte de eventos y reporte de medidor de demanda. Usa memoria

opcional flash para almacenamiento no volátil.

El dispositivo cuenta con funciones de controlador lógico programable (PLC),

utilizando para ello operadores aritméticos y buleanos, además de instrucciones if-

then else de Selogic para crear esquemas lógicos para producir y transmitir

información o para realizar operaciones de control. La realización de estas

funciones de control automático ayuda a mejorar la fiabilidad del sistema ya que

permite actuar como dispositivo auxiliar en caso de fallo de un determinado DEI o

MCAD del sistema.

Incluye una CPU de uso industrial con tecnología equivalente a Intel Pentium III,

con bus del microprocesador para datos de 32 bits y controlador de

comunicaciones para enlaces serie SCADA a nivel superior.

152

Está habilitado con dos puertos de comunicación vía serie RS232 y con canales

provistos de circuitos que los protegen contra transitorios que se induzcan en el

medio de comunicación.

4.1.4.2.- Conexión a través de la red WAN

La conexión desde los dispositivos electrónicos inteligentes (DEI’s) hasta el

Firewall y Router se hace mediante comunicación Ethernet protocolo TCP/IP, y

desde el Router a la Red WAN con Red LAN IEEE 802.3.

El Firewall y Router empleados son los mismos que los empleados en la oferta de

Areva y de Siemens.


La configuración propuesta en este diseño es una configuración en anillo óptico

redundante.

Los protocolos de comunicación utilizados son los siguientes:

Nivel 1: Canales serie RS232 y RS485 (para la red de medición) siguiendo el

protocolo DNP 3.0 nivel 2.

Nivel 2: Para la comunicación a nivel de la subestación se utiliza (como así lo

exige la CFE) fibra óptica Fast Ethernet soportando el protocolo UCA 2.

Nivel 3: La conexión a través del servidor SCADA con el nivel de control remoto

se hará siguiendo el protocolo DNP 3.0.


El lote de partes de repuesto incluido en el diseño propio está compuesto por los

siguientes equipos:




153


4.2.- REFERENCIAS

En este apartado lógicamente, no se puede incluir una lista de referencias que

demuestre la experiencia del proveedor en trabajos similares al actual. Sin

embargo, es interesante observar que los fabricantes de los principales equipos

que se incluyen en el diseño propio, es decir: Sepac, ABB y SEL sí que tienen una

amplia experiencia en la participación de proyectos en los que se incluían sistemas

integrados de protección, control y medida similares al SICLE a implantar en la


4.3.- OFERTA ECONÓMICA

A continuación, se muestra el desglose de la oferta económica realizada en el

diseño propio para la implantación del sistema SICLE en la subestación Santa

María.



equipos de protección, control y medida empleados por en el diseño propio.

154


lotes:










UNITARIO (USD)

PRECIO

TOTAL (USD)

LA 85-2 2 48.930 97.860

LA 21-2* 2 44.870 89.740

L 721 4 35.240 140.960

TA7 1 46.790 46.790

BUS 1 22.240 22.240

L 787 1 35.790 35.790

MM 1 25.200 25.200

458.580

Tabla 30.- Coste económico de los TIEPCyM's empleados en el diseño propio

155

DESCRIPCIÓN

DEL LOTE

CANTIDAD PRECIO

UNITARIO (USD)

PRECIO

TOTAL (USD)

SICLE INTEGRAL 1 214.267,62 214.267,62

EQUIPO DE

PRUEBA

(SIMULADOR)

1 9.698,76 9.698,76

SISTEMA DE

COMUNICACIÓN1 8.000 8.000

PARTES DE

REPUESTO1 18.271,39 18.271,39

TIEPCyM’s 1 458.580 458.580

708.817,17

Tabla 31.- Coste económico total del SICLE del diseño propio

Por tanto, el precio total del SICLE del diseño propio es de 708.817,17 USD.

Se puede ver que el diseño propio supone un coste menor al de las dos ofertas

recibidas (Areva y Siemens). Esto se ha conseguido mediante la elección de los

dispositivos de distintas marcas (ABB, Sepac, etc.) que, cumpliendo las

características técnicas exigidas por la CFE, supusiesen el menor coste económico

posible.

A la hora de elegir los relés de protección que son necesarios en cada sección de

protección y control de la subestación, se planteó la posibilidad de emplear

dispositivos de la marca ZíV debido a sus bajos precios. Sin embargo, estos

dispositivos no son aceptados por la CFE porque no están homologados por la

comisión y porque no aceptan el protocolo de comunicaciones DNP 3.0, que es el

exigido para la comunicación en el primer nivel de los sistemas SICLE, sino que

utilizan el protocolo PROCOME.

156

VI.- CONCLUSIONES DEL PROYECTO

En este apartado se recogen las conclusiones más importantes que se obtienen a

partir de la realización del presente proyecto.

1.- CONCLUSIONES OBTENIDAS A PARTIR DEL ESTUDIO

DE LAS ESPECIFICACIONES DE LA CFE

Se comenzarán las conclusiones, por las que se obtienen a partir del estudio de las

especificaciones exigidas por la CFE para los sistemas SICLE implantar en sus

subestaciones de transmisión.

La CFE determina cuáles son las características mínimas con las que debe contar

cualquier sistema SICLE. Sin embargo, el estudio del proyecto 126 SLT 801

ALTIPLANO y de proyectos anteriores en los que se incluía la implementación

de un sistema SICLE, nos hace ver:

- En primer lugar, que no todas las especificaciones que, en principio, exige la

CFE para el diseño cualquier sistema SICLE son siempre de obligado

cumplimiento. Así, se ha podido comprobar que:

a) Las especificaciones particulares que exige la misma CFE para el SICLE a

implantar en una determinada subestación, pueden modificar a las

especificaciones generales que da la comisión para el diseño genérico de cualquier

sistema SICLE. Por ejemplo, en las especificaciones acerca del sistema SICLE a

implantar en la subestación Santa María (que es objeto del proyecto) se exige el

empleo de un inversor CD-CA más un tablero distribuidor de CA para la

alimentación de los elementos de control de la subestación, mientras que en las

especificaciones generales se exige el empleo de una unidad ininterrumpible de

potencia (UIP).

157

b) Algunas de las características exigidas por la CFE en las especificaciones

acerca del SICLE a implantar en cualquier subestación de transmisión, no se

cumplen en diseños aceptados por la misma comisión. Un ejemplo claro de ello es

que en las especificaciones genéricas de la CFE acerca del SICLE se exige que

dichos sistemas tengan una configuración tipo estrella. Sin embargo, como se ha

comentado anteriormente en los apartados III y V de este proyecto, existen

diseños de sistemas SICLE aceptados por la CFE con configuración en anillo

redundante.

- En segundo lugar, que aunque no se recojan en las especificaciones de la CFE,

existen algunos requisitos que están generalizados en los distintos sistemas SICLE

que se han podido estudiar. Un ejemplo de ello se la redundancia en los canales de

fibra óptica en el nivel dos o nivel de la subestación.

2.- CONCLUSIONES OBTENIDAS A PARTIR DE LA

REALIZACIÓN DEL DISEÑO SICLE PARA LA

SUBESTACIÓN SANTA MARÍA

Como se acaba de explicar en el apartado V, para la realización del diseño del

SICLE a implantar en la subestación Santa María, se siguieron los siguientes

pasos:

- Estudio de las ofertas recibidas de dos fabricantes distintos: Areva y Siemens.

- Comparación entre ambas eligiendo la mejor opción de diseño.

- Elaboración de un diseño propio que mejore a los anteriores.

Las conclusiones que se pueden sacar a partir del estudio y comparación de los

diseños propuestos por Areva y Siemens son las siguientes:

- Ambos diseños son válidos desde el punto de vista técnico. Con el término

válidos se quiere decir que cumplen los requisitos mínimos exigidos por la CFE

para cada uno de los equipos y dispositivos empleados en el diseño del sistema. A

partir del estudio de los equipos empleados en ambos diseños se concluye que

158

éstos no solo cumplen dichos requisitos técnicos sino que, en muchos casos, los

superan. Así, por ejemplo, se puede comprobar en los apartados 1.1.2.2.2 y

2.1.2.2.2 que los relés de protección empleados por Areva y Siemens

respectivamente pueden desempeñar funciones de protección adicionales a las

mínimas que exige la CFE permitiendo, por tanto, realizar el diseño de sistemas

SICLE que gocen de mayor seguridad y fiabilidad.

- Las configuraciones empleadas en ambos diseños son diferentes. En Areva se

emplea una configuración tipo anillo redundante y en Siemens se emplea una

configuración tipo estrella con canales de fibra óptica redundantes. Como ya se ha

explicado en apartados anteriores, la configuración en anillo tiene la ventaja de

que es intrínsecamente redundante a la hora de permitir la conexión entre

elementos del mismo nivel del sistema. Esto confiere, por tanto, una ventaja al

diseño ofrecido por Areva frente al ofrecido por Siemens, ya que al ser aquel

intrínsecamente redundante es, en principio, un sistema más seguro en lo referente

a la comunicación en el nivel dos o, también llamado, nivel de la subestación.

- El coste económico del sistema SICLE diseñado por Areva es menor al coste

económico del sistema SICLE diseñado por Siemens. En concreto, el SICLE de

Areva tiene un coste económico de 728.190,09 USD y el de Siemens de

771.953,29 USD. Es decir, el hecho de elegir el diseño de Areva en lugar del de

Siemens supone un ahorro económico de 43.763,2 USD.

Por tanto, de entre los dos diseños ofrecidos por Areva y Siemens, el más

adecuado para implantar en la subestación Santa María es el de Areva.

En cuanto a las conclusiones que se pueden sacar a partir de la realización de un

diseño propio para la subestación Santa María, la más importante es ue con este

diseño se han conseguido optimizar las características del SICLE a implantar en la

subestación Santa María frente a los diseños que habían ofrecido Areva y

Siemenens. Así, en lo referente a:

159

- Las características técnicas, se puede decir que, al igual que en los otros dos

diseños, las características de los dispositivos empleados en el diseño propio no

solo cumplen los requisitos mínimos exigidos por la CFE, sino que en muchos

casos los superan. Al realizar la comparación entre los relés de protección

empleados en el diseño propio frente a los empleados en los otros dos diseños

(Areva y Siemens), se concluye que los primeros gozan de menores opciones a la

hora de aportar funciones de protección adicionales a las mínimas exigidas por la

CFE. Sin embargo, este hecho no es muy relevante, ya que se puede comprobar en

el apartado 3.1.2.2.2 que los relés de protección empleados en el diseño propio,

aún ofreciendo menores prestaciones que los empleados en las ofertas de Areva y

Siemens, realizan funciones de protección adicionales a las mínimas exigidas por

la CFE y suponen un coste económico menor.

En cuanto a la configuración, se ha elegido la configuración tipo anillo redundante

debido a la ventaja ya comentada frente a la configuración tipo estrella de ser

intrínsecamente redundante en las comunicaciones entre los elementos del mismo

nivel.

- La oferta económica, se puede decir que el sistema SICLE a implantar en la

subestación Santa María llevado a cabo en el diseño propio, supone un menor

coste económico que los diseños de Areva y Siemens. En concreto, el coste

económico del SICLE realizado en el diseño propio es de 708.817 USD frente a

los 728.190,09 USD de la oferta de Siemens. Es decir, el ahorro que supone la

elección del diseño propio frente al de Areva es de 19.373,09 USD y frente al de

Siemens es de 63.136,29 USD.

Este ahorro se ha conseguido principalmente con la elección de los DEI’s del

primer nivel de la subestación. Dichos dispositivos, aunque ofrezcan menos

posibilidades de protección que los empleados en las ofertas de Areva y de

Siemens, confieren la suficiente seguridad al sistema (ya que son capaces de

desempeñar las funciones de protección mínimas exigidas por la CFE y otras

funciones adicionales) y suponen un menor coste económico frente a los DEI’s

160

empleados en los otros dos diseños. Así, los precios de los TIEPCyM’s de las tres

ofertas son las siguientes:

a) TIEPCyM’s de Areva: 484.980 USD.

b) TIEPCyM’s de Siemens: 506.217 USD.

c)TIEPCyM’s del diseño propio: 458.580 USD.

Por tanto, de los 63.136,29 USD de ahorro económico que supone la elección del

diseño propio frente al diseño de Siemens, 47.637 USD (es decir, el 75,45 %) son

debidos al menor coste económico de los DEI’s empleados en el primer nivel del

sistema.

La comparativa económica entre el diseño propio y el diseño de Areva es incluso

más indicativa de la influencia que tiene en el coste total del sistema el ahorro en

los DEI’s del nivel uno. Así, sin tener en cuenta a los TIEPCyM’s la oferta de

Areva es más barata que la del diseño propio. En concreto, la diferencia es de

7.026,91 USD a favor de Areva. Sin embargo, como los TIEPCyM’s ofrecidos en

el diseño propio cuestan 26.400 USD menos que los de Areva, la diferencia en el

coste total de ambos sistemas es de 19.373,09 USD a favor del diseño propio.

i.- introducciÓn - iit comillas · para poder satisfacer este aumento en la demanda de la...

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