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DISEÑO DE GESTIÓN REMOTA EN SUBESTACIONES: LA RAMADA, HIGUERAS Y

CHIQUINQUIRÁ DE LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ S.A E.S.P

MANUEL DANILO SIERRA TORRES

UNIVERSIDAD SANTO TOMÁS

Facultad de Ingeniería Electrónica

Tunja, Colombia

2017

Diseño de Gestión Remota en Subestaciones: La Ramada, Higueras y Chiquinquirá de la

Empresa de Energía de Boyacá

Presentado por:

Manuel Danilo Sierra Torres

Trabajo presentado a la Facultad de Ingeniería Electrónica de la Universidad Santo Tomas,

Para obtener el título de:

Ingeniero Electrónico

Director

Ing. Óscar Eduardo Umaña Méndez

Codirectora

Ing. Angélica María Salazar Madrigal

Semestre II, 2017

Exoneración de responsabilidades

Las ideas expresadas en esta monografía

Son responsabilidad exclusiva del autor,

No es la opinión de la universidad Santo Tomás

O Facultad de Ingeniería Electrónica

Nota de aceptación

Observaciones

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Firma Decano

____________________________

Firma primer Jurado

____________________________

Firma Segundo Jurado

___________________________

Firma Director

___________________________

Firma Director

___________________________

Firma Codirectora

Tunja, Agosto del 2017

Dedico este trabajo en primera instancia a Dios, quien me ha dado la vida

y la oportunidad de llegar hasta este punto, al igual, me ha dado la sabiduría

y fortaleza para afrontar y superar las dificultades presentadas a lo largo de

mi desarrollo, a mis padres, quienes me han dado todo lo necesario, han

depositado su entera confianza en mí y quienes se encargaron de colocar su

mayor empeño para hacer de mí una buena persona, a mis familiares, amigos

y a todas las personas que contribuyeron en este paso tan importante paso

para mi vida.

Agradecimientos

A Mi Familia y Amigos.

Principalmente a mis padres quienes con tanto esfuerzo y dedicación lograron darme un

empujón hacia la vida de adulto, contribuyendo de mil maneras para que este sueño fuera posible.

Mi madre, mi compañera, mi alcahueta, mi compinche, una mujer enteramente trabajadora y

entregada a su familia, siempre encontró la palabra indicada para cada situación, de aliento, una

felicitación o un merecido regaño, gracias por estar en mi vida madre.

Mi padre, aquel hombre duro y correcto en sus cosas que a pesar de tener apariencia de hombre

fuerte es un pilar de cariño para su familia, un hombre lleno de conocimientos que desde muy niño

quise imitar para seguir sus pasos, siempre me apasionó sus gustos, sus acciones, su labor siendo

mi ejemplo de vida y el principal pilar de lo que soy hoy como persona.

Mi hermanito, o bueno ya hermanote que con su cariño y palabras de aliento siempre supo cómo

consolarme y llevarme hacia delante, a pesar de ser solo un niño con su pensamiento de adulto que

en innumerables ocasiones demostró una madurez envidiable y un carácter determinante, poco a

poco se convirtió en mi mejor amigo y consejero.

Mi abuelo, Manuel Sierra (QEPD) hoy solo quiero brindarle palabras de agradecimiento por

forjar mi carácter, por enseñarme que la vida no es fácil como se cree, por siempre creer en mí y

esperar verme en lo más alto, hoy por motivos de la vida y el destino no me puedes acompañar,

pero sé que desde el cielo me sigues mirando, guiando y acompañando.

A mis demás familiares, compañeros de universidad y amigos de toda la vida, quiero que sepan

que fueron pieza clave en este rompecabezas que hoy por fin logro armar de la mejor manera

posible, muchas gracias por todas aquellas veces que se preocuparon por mi o me alentaron de

alguna manera.

A Mis Compañeros y Docentes

A los docentes de la facultad, quienes fueron fundamentales en el proceso de aprendizaje y los

cuales con cada una de su forma de ser fueron contribuyendo con un granito de arena en la

formación tanto profesional como personal que ahora con orgullo porto en mí.

A La Facultad de Ingeniería Electrónica de la Universidad Santo Tomás en cabeza de su decano

Ing. Camilo Ernesto Pardo Beainy, por su respaldo y acompañamiento durante este proceso de

formación.

A mis tutores por la dedicación, acompañamiento, respaldo, asesoría y enseñanza brindada para

poder llevar a feliz término este proyecto.

Finalmente, y no menos importante a mis amigos y compañeros quienes me enseñaron que no

todas las personas piensan del mismo modo y por tanto todas las opiniones serán siempre

diferentes, por esta razón debemos rescatar los aspectos positivos de cada una para obtener un

resultado más fuerte y robusto. Gracias a todos muchachos.

TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN ..................................................................................................................................... 1

INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................... 2

JUSTIFICACIÓN ........................................................................................................................... 3

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................................................... 4

Definición del problema ......................................................................................................... 4

Delimitación del problema ...................................................................................................... 4

Formulación de preguntas ....................................................................................................... 5

OBJETIVOS ................................................................................................................................... 6

Objetivo general ...................................................................................................................... 6

Objetivos específicos .............................................................................................................. 6

METODOLOGÍA ........................................................................................................................... 8

CAPÍTULO I .................................................................................................................................. 9

1. Marco empresarial EBSA ....................................................................................................... 9

1.1 Historia de la empresa de energía de Boyacá S.A E.S.P. ................................................. 9

1.2 Visión EBSA .................................................................................................................. 10

1.3 Misión EBSA ................................................................................................................. 10

1.4 Objeto social EBSA ....................................................................................................... 10

CAPITULO II ............................................................................................................................... 12

2. Criterios generales de un sistema eléctrico ........................................................................... 12

2.1 Generación ..................................................................................................................... 12

2.2 Transporte....................................................................................................................... 13

2.3 Distribución – consumo ................................................................................................. 13

2.4 Protecciones de un sistema eléctrico .............................................................................. 13

2.4.1 Relés ........................................................................................................................ 14

CAPITULO III .............................................................................................................................. 16

3. Equipos y normas a utilizar................................................................................................... 16

3.1 Servidor de puertos iDS24GF ........................................................................................ 16

3.1.1 Especificaciones técnicas ........................................................................................ 17

3.2 Servidor de comunicaciones Viola M2M Gateway ....................................................... 18

3.2.1 Características principales: ..................................................................................... 19

3.3 Fibra óptica ..................................................................................................................... 19

3.4 Redes virtuales VPN ...................................................................................................... 21

3.4.1 Ventajas de los usos de redes privadas VPN .......................................................... 21

3.4.2 Seguridad en las redes privadas virtuales con usuarios remotos ............................ 22

3.5 Estándares utilizados ...................................................................................................... 23

3.5.1 Modbus ................................................................................................................... 23

3.5.2 NORMA IEC 61850 ............................................................................................... 24

CAPITULO IV.............................................................................................................................. 25

4. Ingeniería y ejecución del proyecto ...................................................................................... 25

4.1 Recopilación de información en las subestaciones ........................................................ 25

4.2 Especificaciones técnicas de los relés: ........................................................................... 25

4.2.1 RELÉ SIEMENS 7SJ61/2....................................................................................... 26

4.2.2 RELÉ SIEMENS 7SA52 ........................................................................................ 29

4.2.3 RELÉ SIEMENS 7UT61 ........................................................................................ 31

4.2.4 RELÉ ABB REF 541 .............................................................................................. 33

4.2.5 RELÉ MICOM P12X ............................................................................................. 35

4.2.5 RELÉ MiCOM P14X .............................................................................................. 39

4.2.6 RELÉ MICOM P63X ............................................................................................. 41

4.2.7 RELÉ GENERAL ELECTRIC 750/760 ................................................................. 42

4.2.8 RELÉ GENERAL ELECTRIC 745 ........................................................................ 44

4.3 Ubicación espacial de las subestaciones ........................................................................ 46

4.3.1 Subestación Chiquinquirá ....................................................................................... 46

4.3.2 Subestación Higueras .............................................................................................. 47

4.3.3 Subestación La Ramada .......................................................................................... 49

CAPITULO V ............................................................................................................................... 51

5. Diseño de un sistema de comunicaciones industriales ......................................................... 51

5.1 Diseño............................................................................................................................. 51

5.2 Asignación de datos ....................................................................................................... 52

5.3 Esquemas de conexión ................................................................................................... 54

CONCLUSIONES ........................................................................................................................ 59

RECOMENDACIONES ............................................................................................................... 61

REFERENCIAS ............................................................................................................................ 62

ANEXOS ...................................................................................................................................... 64

Lista de figuras

Pág.

Figura 1: Esquema unifilar de un sistema eléctrico de potencia ................................................... 12

Figura 2: Secuencia de respaldo en caso de fallas en un sistema eléctrico ................................... 13

Figura 3: Ejemplo de ubicación de las protecciones ..................................................................... 14

Figura 4: iDS24GF ........................................................................................................................ 16

Figura 5: Viola M2M Gateway ..................................................................................................... 18

Figura 6: Parte frontal de relé SIEMENS 7SJ61/2 ....................................................................... 26

Figura 7: Partcode SIEMENS 7SJ61/2 ......................................................................................... 27

Figura 8: Parte posterior de relé SIEMENS 7SJ61/2 .................................................................... 28

Figura 9: Recomendación BUS485 SIEMENS (Conexión línea azul) ......................................... 28

Figura 10: Parte frontal de relé SIEMENS 7SA52 ....................................................................... 29

Figura 11: Part Code SIEMENS 7SA52 ....................................................................................... 30

Figura 12: Parte posterior de relé SIEMENS 7SA52.................................................................... 31

Figura 13: Parte frontal de relé SIEMENS 7UT61 ....................................................................... 31

Figura 14: Part Code SIEMENS 7UT61 ....................................................................................... 32

Figura 15: Parte posterior de relé SIEMENS 7UT61 ................................................................... 33

Figura 16: Parte frontal de relé ABB REF 541 ............................................................................. 33

Figura 17: Parte posterior de relé ABB REF 541 ......................................................................... 35

Figura 18: Parte frontal de relé MICOM 12X .............................................................................. 35

Figura 19: Parte posterior de relé MiCOM 12X ........................................................................... 36

Figura 20: Características de los Protocolos habilitados en los relés MiCOM ............................ 38

Figura 21: Recomendación BUS485 MiCOM .............................................................................. 38

Figura 22: Recomendación K-BUS MICOM ............................................................................... 39

Figura 23: Parte frontal de relé MiCOM P14X ............................................................................ 39

Figura 24: Parte posterior de relé MICOM P14X ......................................................................... 40

Figura 25: Parte frontal de relé MICOM P63X ............................................................................ 41

Figura 26: Parte posterior de relé MICOM P63X ......................................................................... 42

Figura 27: Parte frontal de relé General Electric 750/760 ............................................................ 43

Figura 28: Parte posterior de relé General Electric 750/760......................................................... 43

Figura 29: Recomendación BUS485 General Electric ................................................................. 44

Figura 30: Parte frontal de relé General Electric 745 ................................................................... 44

Figura 31: Parte posterior de relé General Electric 745 ................................................................ 45

Figura 32: Subestación Chiquinquirá............................................................................................ 46

Figura 33: Subestación Higueras .................................................................................................. 48

Figura 34: Subestación La Ramada .............................................................................................. 49

Figura 35: Diseño sistema de comunicaciones industriales .......................................................... 51

Figura 36: Esquema de comunicaciones Edificio – Subestación .................................................. 55

Figura 37: Esquema de buses subestación Higueras..................................................................... 56

Figura 38: Esquema de buses subestación La Ramada ................................................................. 57

Figura 39: Esquema de buses subestación Chiquinquirá .............................................................. 58

Lista de tablas

Pág.

Tabla 1: Información de Comunicaciones Relé ABB REF 541 ................................................... 34

Tabla 2: código y nombre de las líneas existentes en la subestación Chiquinquirá ..................... 47

Tabla 3: código y nombre de las líneas existentes en la subestación Higueras ............................ 48

Tabla 4: Código y nombre de las líneas existentes en la subestación La Ramada ....................... 50

Tabla 5: Diseño y asignación de datos subestación La Ramada ................................................... 52

Tabla 6: Diseño y asignación de datos subestación la Higueras ................................................... 53

Tabla 7: Diseño y asignación de datos subestación Chiquinquirá ................................................ 54

1

RESUMEN

En el presente documento se expresa el diseño de un sistema de gestión remota de protecciones

para la Empresa de Energía de Boyacá, cuya necesidad surge del “Profesional de Operación y

Mantenimiento”, ya que este necesita mantenerse informado de los sucesos que se presentan en

cada una de las sub-estaciones y para esto es necesario el desplazamiento a cada una de ellas.

Generalmente cuando se requiere descargar información de una protección, en este caso un relé,

dentro de una subestación, se solicita a un profesional encargado dirigirse hasta este punto, allí se

recopila información como, fecha y hora de los últimos eventos, oscilografías, valores de

corrientes, valores de voltajes y otras variables que dependen de la función y configuración del

relé.

En este caso buscamos que mediante un sistema de gestión remota realizado entre las

subestaciones La Ramada, Higueras, Chiquinquirá y el edificio administrativo de la EBSA, se

pueda evitar el desplazamiento de personal teniendo el mismo acceso, control y visualización de

las variables que el desee, sin tener que estar presente en las Sub-estaciones logrando realizar la

descarga de información y la configuración de variables de forma rápida y precisa.

2

INTRODUCCIÓN

La energía eléctrica recorre un largo camino desde su generación hasta su consumo, en todo él

se debe garantizar un suministro continuo y de calidad a los consumidores. El problema que se

presenta es la imposibilidad técnica de evitar los fallos que se producen en la red, es por esto que

las subestaciones cuentan con un sistema de protección cuya función es minimizar los efectos

derivados de dichas faltas que se presentan de manera imprevista y aleatoria.

Cada vez que el sistema de protecciones actúa, deja un registro de datos en los que facilita a un

profesional encontrar los motivos o causas de este evento, siendo esta la función de los ingenieros

vinculados a la oficina de operación y mantenimiento de la EBSA.

3

JUSTIFICACIÓN

En el ciclo de la energía eléctrica, generación, transmisión, distribución y consumo, se producen

constantes fallas o eventos que traen como consecuencia cortes en el suministro eléctrico, bien sea

del carácter de los mili segundos o más prolongados.

Es una de las funciones del personal de operación y mantenimiento estar al pendiente de cuando,

como y porque se producen dichos eventos, e intentar evitarlos a futuro. Para el análisis de estos

eventos estos deben desplazarse a la subestación implicada para descargar la información necesaria

y así realizar un análisis detallado que permita establecer las causas y posibles soluciones.

El desplazamiento a estas subestaciones puede durar entre 15 minutos hasta 12 horas, lo cual

se consideraría como una pérdida de tiempo, riesgo en carretera y pérdidas monetarias para la

empresa. Por estas razones se plantea una manera de realizar estas tareas sin tener que hacer

presencia en las subestaciones.

El sistema de gestión remota permite acceder a todos y cada uno de los relés en funcionamiento

de cualquier subestación, gracias a esto se accede a información y se realizan ajustes en las

protecciones desde el edificio administrativo de la EBSA, donde se encuentra ubicada la oficina

del personal de operación y mantenimiento.

4

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Definición del problema

Teniendo en cuenta que existen 88 Sub-estaciones y algunas de ellas se encuentran en

municipios Boyacenses retirados de la ciudad de Tunja, cada una de ellas cuenta con un promedio

de 20 elementos de protección en las líneas de transmisión denominados relés, los cuales

almacenan información, cada vez que se presenta una interrupción en el suministro de energía

eléctrica, la EBSA solicita al personal de Operación y Mantenimiento viajar hasta la sub-estación

implicada, y posteriormente realizar la descarga de información para establecer las posibles causas

de dicha interrupción.

Ya que son frecuentes las interrupciones del suministro de energía eléctrica a nivel del

departamento de Boyacá, y el desplazamiento a las subestaciones puede llegar a tardar hasta 24

horas, la EBSA busca una manera de hacer estos procesos más eficientes y reducir gastos en

desplazamiento y viáticos.

Delimitación del problema

Actualmente la EBSA cuenta con siete subestaciones comunicadas por medio de gestión

remota, Puerto Boyacá, Guateque, Donato, Paipa, San Antonio, Boavita y Santa María, a futuro

está proyectado que el 100% de las subestaciones se encuentren comunicadas de tal manera.

Por medio de este proyecto realizaremos el diseño para la comunicación de tres subestaciones

más, para un total de 10 de las 88 existentes.

5

Formulación de preguntas

¿En qué medida favorece el proyecto a la EBSA?

¿Cuánto tiempo requiere la descarga de eventos de un relé antes de la

implementación de este diseño?

¿Cuánto tiempo requiere la descarga de eventos de un relé después de la

implementación de este diseño?

¿Qué importancia tiene la descarga de información de los relés en el desempeño y

progreso de la Empresa de Energía de Boyacá?

6

OBJETIVOS

Objetivo general

Diseñar un sistema de comunicaciones industriales para la realización de gestión remota entre

los relés ubicados en las subestaciones de La Ramada, Higueras y Chiquinquirá con la oficina del

Profesional de Operación y Mantenimiento, para evitar el desplazamiento de personal entre estas.

Objetivos específicos

1. Analizar las diferentes funciones de las protecciones instaladas en las subestaciones

eléctricas de la EBSA, en este caso relés.

2. Identificar los diferentes softwares utilizados para la recopilación de información

como, fecha y hora de los últimos eventos, oscilografías, valores de corrientes, valores de

voltajes y otras variables que dependen de la función y configuración del relé.

3. Considerar una reducción en el tiempo empleado para el desplazamiento a una

subestación y la respectiva descarga de información.

4. Detallar la topología de red con la que cuenta la Empresa de Energía de Boyacá

para realizar el sistema de gestión remota de protecciones en los relés.

5. Analizar y diseñar un sistema que permita obtener una comunicación óptima y

confiable entre el edificio administrativo de la EBSA y las subestaciones, La Ramada, Higueras

y Chiquinquirá.

7

6. Seleccionar cuales equipos son los más adecuados para el sistema de

comunicaciones que es requerido por la Empresa de Energía de Boyacá S.A E.S.P.

8

METODOLOGÍA

El trabajo propuesto es modalidad pasantía que se realiza en la Empresa de Energía de Boyacá

S.A E.S.P en el área, profesional de operación y mantenimiento, enfocado en el diseño de un

sistema de comunicaciones capaz de agilizar y mejorar las funciones de dicha área.

El personal de operación y mantenimiento a cargo del ingeniero Hernán Agudelo, indica cual

es el objetivo y la misión del proyecto, paso seguido se procede a investigar las diferentes,

funciones, hojas técnicas, protocolos de comunicación posibles, de todos los elementos

involucrados en dicho proyecto.

Una vez ya tenemos la información necesaria realizamos el diseño más apropiado del sistema

de comunicaciones, teniendo en cuenta los equipos existentes en EBSA y los que encontramos

disponibles en el mercado.

Con el diseño listo se solicita a aprobación del presupuesto para la compra de todos los recursos

y materiales para la completa implementación del proyecto. Y por último se implementa y prueba

el proyecto para culminar con nuestras funciones.

9

CAPÍTULO I

1. Marco empresarial EBSA

1.1 Historia de la empresa de energía de Boyacá S.A E.S.P.

“La Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., fue constituida mediante escritura pública 268

del 9 de febrero de 1955 en la Notaria Quinta del Círculo de Bogotá y su régimen se encuentra

establecido especialmente en las leyes 142 y 143 de 1994.

Es una empresa de servicios públicos, domiciliarios, mixta, de nacionalidad colombiana,

anónima, constituida como sociedad por acciones, está sometida al régimen general de servicios

públicos domiciliarios y desarrolla su actividad en ámbito del derecho privado como empresa

mercantil.

Con cincuenta y siete años de historia en Boyacá, la empresa de energía de Boyacá S.A E.S.P.

es catalogada como una de las empresas más importantes de la región. Desde 1954 la empresa de

energía de Boyacá S.A E.S.P. contribuye al desarrollo de la región, comercializando energía,

ejecutando proyectos eléctricos y creando valor para sus accionistas, con lo cual ha logrado

excelentes niveles de servicio.

El crecimiento de la empresa de energía de Boyacá S.A E.S.P. se refleja en su gestión sobre el

sistema de distribución, con inversiones significativas que benefician áreas rurales y urbanas en

los 123 municipios de Boyacá. En el negocio de comercialización, su gestión de traduce en altos

índices de recaudo, incremento en número de clientes y aumento en las ventas. Actualmente el

mercado de Boyacá cuenta con 377.206 clientes, de los cuales el 99.9 % son atendidos por empresa

10

de energía de Boyacá S.A E.S.P. y solamente 138 clientes son atendidos por otros

comercializadores.” (Industrias de Colombia, 2012)

1.2 Visión EBSA

“Seremos la empresa líder, que operará el sistema de distribución de electricidad más seguro y

confiable de Colombia, reconocida por sus altos estándares en la gestión integral, la innovación y

el incremento permanente de su participación en el sector eléctrico.” (Industrias de Colombia,

2012)

1.3 Misión EBSA

“Somos una empresa de servicios públicos que genera progreso y bienestar mediante la

distribución y comercialización de energía eléctrica, que satisface las necesidades de sus clientes

en forma competitiva y crea valor a sus grupos de interés, fundamentada en el compromiso con la

seguridad, lo ambiental y lo social.” (Industrias de Colombia, 2012)

1.4 Objeto social EBSA

“Es la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica con base en el desarrollo

de las actividades de generación, trasmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica

y los servicios conexos y relacionados con estas actividades.

11

La empresa de energía de Boyacá S.A E.S.P., como empresa integrada del sector eléctrico

colombiano alcanzará en el año 2015 ingresos de USD 200 millones, mediante la participación en

la actividad de generación de energía eléctrica con una oferta mínima de 50 MW, y el

posicionamiento dentro de las tres empresas, distribuidoras – comercializadoras de energía

eléctrica con mayor rentabilidad neta del País.” (Industrias de Colombia, 2012)

12

CAPITULO II

2. Criterios generales de un sistema eléctrico

“Un sistema eléctrico de potencia es el encargado de garantizar el suministro de energía de la

manera más óptima posible y rigiéndose por los estándares de calidad nacionales establecidos. Un

sistema eléctrico de potencia cumple con 3 etapas, generación, transporte y distribución – consumo

como podemos ver en la figura 1”. (Barrantes Pinela, 2011)

Figura 1: Esquema unifilar de un sistema eléctrico de potencia

Fuente: elaborado por Lucia Saray Barrantes Pinela, Diseño del sistema de protección y control de subestaciones

eléctricas

2.1 Generación

Hace referencia a las instalaciones utilizadas para generar energía eléctrica, bien sea de manera

hidráulica, térmica, o cualquier otra forma de producirla. Comúnmente son llamadas plantas

generadoras de energía eléctrica.

13

2.2 Transporte

La red de transporte es la encargada de enlazar las plantas generadoras de energía eléctrica con

los grandes núcleos de consumo o las diferentes subestaciones, ubicados cerca de las ciudades y

zonas industriales, esta red debe tener niveles de alta tensión para evitar pérdidas, también debe

mantener el sincronismo de la red nacional.

2.3 Distribución – consumo

Esta etapa corresponde a las líneas, cables y transformadores necesarios para distribuir la

energía eléctrica a los distintos consumidores.

2.4 Protecciones de un sistema eléctrico

El 100% de los sistemas eléctricos cuentan con protecciones las cuales tienen como finalidad

evitar fallas continuas o extensas en el servicio que se les presta a los consumidores. Actualmente

los sistemas eléctricos cuentan con las siguientes protecciones (Figura 2): a) Protección principal

(Relé), b) Protección de respaldo (Relé), c) Protección diferencial de barras, d) Reconectador o

Reenganchador y e) Equipo de sincronismo.

Figura 2: Secuencia de respaldo en caso de fallas en un sistema eléctrico

Fuente: elaboración propia

14

La proteccion principal y de respaldo se encuentran en las celdas de control de cada linea

como se observa en la Figura 3.

Figura 3: Ejemplo de ubicación de las protecciones principal y respaldo en la línea 14791 de la EBSA


2.4.1 Relés

“Los relés de protección tienen por finalidad medir una o más señales de entrada de tensión,

frecuencia y /o corriente, con la finalidad de determinar si existe una condición de falta en el

sistema y de ser así, activar una o más señales de salida.

El relé es un dispositivo basado en un microprocesador, cuyo diseño debe lograr una

arquitectura abierta y utilizar protocolos de comunicación de acuerdo a las normas internacionales

para evitar restricciones en su integración con otros relés o con sistemas de otros fabricantes”

(Barrantes Pinela, 2011)

15

Actualmente la Empresa de Energía de Boyacá cuenta en sus subestaciones con relés de marca

General Electric, Siemens, ABB-Alstom y SEL.

Registro de eventos

Los relés tienen la capacidad de almacenar hasta 28 eventos, cada evento consta del registro de

hora y fecha, valores de tensión y corriente, oscilografías, diagramas fasoriales y aperturas o cierres

de los interruptores. (Empresa De Energía De Boyacá, 2015)

Para la descarga de estos eventos es necesario la utilización de diferentes softwares que

dependen de la marca del relé, en caso del General Electric se usa el software Enervista, los

Siemens necesitan del software DIGSI y los ABB-Alstom necesitan del software MiCOM Studio.

(Empresa de Energía de Boyacá SA ESP, 2005)

Acceso remoto

El acceso remoto consiste en poder tener control de los registros y eventos de manera remota,

para esto nos valemos de los puertos seriales, Ethernet o el puerto de comunicación que nos brinde

el relé.

16

CAPITULO III

3. Equipos y normas a utilizar

3.1 Servidor de puertos iDS24GF

“El iDS24GF (Figura 4) es un dispositivo servidor de serie modular con hasta 16 puertos serie

y 6 puertos Ethernet diseñados para aplicaciones de subestación de energía. El iDS24GF es

totalmente compatible con la norma IEC 61850-3 e IEEE 1613. Tiene características estándar,

tales como una interfaz TCP / IP con versátiles modos de operación: COM virtual, Túnel de serie,

TCP servidor, cliente TCP, UDP y una puerta de enlace Modbus. Además, mediante la utilidad

iManage Windows o el Administrador de software IDS; permite la fácil configuración de múltiples

dispositivos y la configuración del COM virtual. El iDS24GF también puede transferir

simultáneamente datos a 5 host. Tiene características tales como HTTPS, SSH, SSL y encriptación

para garantizar la seguridad de la transmisión de datos críticos.

Figura 4: iDS24GF

Fuente: Manual de instrucciones iS5 iDS24GF

17

El iDS24GF soporta una temperatura de funcionamiento de ancho de -40° C a + 85° C, que le

permite operar en entornos industriales duros por lo que es ideal para la alta demanda de serie

seguro para la comunicación de datos Ethernet.” (Is5 Comunications, s.f)

3.1.1 Especificaciones técnicas

Soporta hasta 16 puertos serie RS-232/422/485 con funcionalidad de puerta de

enlace de protocolo con aislamiento 1kV mejorado

Soporta puertos 4 x 10/100 / 1000Base-T (X) y 2 puertos SFP 100 / 1000Base-X

Cumple con IEC61850-3 e IEEE1613

Soporta protocolos serie ModBus TCP, DNP3 y TIN

5 Dispositivos Host: COM Virtual, TCP Server, TCP Client Mode

Soporta la gestión de QoS basada en aplicaciones

Seguridad: Encriptación SSL - Gestión segura por HTTPS y SSH - Acceso IP, IP

Lista blanca

Soporta 2 In, 2 Out IRIG B (Opción Futura)

Soporta SNMP v1 / v2 / v3

Advertencia de eventos por Syslog, correo electrónico, captura SNMP y

retransmisión

Diseño de montaje en bastidor de 19 pulgadas

IP-40 Caja de acero galvanizado

Soporta fuentes de alimentación redundantes dobles

18

El software iDS Manager admite la administración centralizada y configurable por

Web, Windows NT / 2000 / XP / 2003 / VISTA / 7” (Is5 Comunications, s.f)

3.2 Servidor de comunicaciones Viola M2M Gateway

“Viola M2M Gateway (Figura 5) es un servidor de comunicaciones de calidad industrial con

software pre-instalado para la comunicación segura entre la sala de control central y los sitios

remotos con dispositivos Arctic. Con la solución de comunicación completa de Viola que es capaz

de expandir su red Ethernet a través de redes de datos móviles (LTE/3G/EDGE/GPRS) e integrar

sus lugares remotos como parte de su red local con los productos de Viola M2M Gateway y Viola

Arctic.

Figura 5: Viola M2M Gateway

Fuente: Manual de instrucciones Viola system M2M

19

Sin limitaciones de distancia. Incluso los sistemas globales son posibles cuando la red

inalámbrica comercial se encuentra disponible. La comunicación segura y de doble vía (VPN y

direcciones IP estáticas) está provista con Viola M2M Gateway.

3.2.1 Características principales:

Gateway de grado industrial

Expansión de su Ethernet sobre redes inalámbricas (LTE/3G/EDGE/GPRS).

Ofrece direcciones estáticas independientes del operador móvil para

dispositivos Arctic.

Fácil y rápido de instalar y configurar.

Firewall y VPN para comunicación segura.

Puertos Ethernet 2x10/100 Base-T.” (Viola M2M Gateway User Manual,

2010)

3.3 Fibra óptica

“El cable de fibra óptica es un medio de comunicación que utiliza luz modulada para transmitir

datos a través de fibras de vidrio delgadas. Las señales que representan bits de datos se convierten

en haces de luz. Es importante reconocer que, si bien se requiere electricidad para generar e

interpretar las señales de fibra óptica en los dispositivos finales, el cable en sí no tiene electricidad

como es el caso de los cables de cobre. De hecho, los componentes del cable de fibra óptica son

muy buenos aislantes eléctricos.” (M. Mendoza, Mauricio A)

20

Actualmente la Empresa de Energía de Boyacá S.A E.S.P cuenta con un anillo interconectado

de fibra óptica que comprende 13 subestaciones y el edificio administrativo, debido a que en las

subestaciones donde se realizara la gestión remota cuenta con este servicio no necesita otra vía de

comunicación.

Los sitios que comprenden el anillo de fibra óptica de la EBSA.

Edificio administrativo EBSA

Chiquinquirá

Donato

Termopaipa

Duitama

Maranta

Higuera

Iraca

San Antonio

La Ramada

Centro de Control

Sirata

Termopaipa 2

Hunza

21

3.4 Redes virtuales VPN

“Una Red Privada Virtual (VPN) es una red privada construida dentro de una infraestructura de

red pública, tal como la red mundial de Internet. Las empresas pueden usar redes privadas virtuales

para conectar en forma segura oficinas y usuarios remotos a través de accesos a Internet

económicos proporcionados por terceros, en vez de costosos enlaces WAN dedicados o enlaces de

marcación remota de larga distancia.

Una Red Privada Virtual (VPN) es una red privada que se extiende, mediante un proceso de

encapsulación y en algún caso de encriptación, desde los paquetes de datos a diferentes puntos

remotos, mediante el uso de infraestructuras públicas de transporte. Los paquetes de datos de la

red privada viajan por un túnel definido en la red pública.” (Phifer, 2006)

3.4.1 Ventajas de los usos de redes privadas VPN

“Las Redes Privadas Virtuales, ayudan a las organizaciones a ampliar la conectividad y mejorar

la velocidad en forma segura y rentable.

Las organizaciones pueden usar redes privadas virtuales para reducir los costos de ancho de

banda de redes WAN, y a la vez aumentar las velocidades de conexión a través de conectividad a

Internet de alto ancho de banda, tal como DSL, Ethernet o cable.

Las Redes Privadas Virtuales proporcionan el mayor nivel posible de seguridad mediante

seguridad IP conocida como IPsec cifrada o túneles VPN de seguridad con tecnologías de

22

autenticación. Estas tecnologías protegen los datos que pasan por la red privada virtual contra

accesos no autorizados.

Las empresas pueden aprovechar la infraestructura estilo internet de la Red Privada Virtual,

cuya sencillez de abastecimiento permite agregar rápidamente nuevos sitios o usuarios. También

pueden aumentar drásticamente el alcance de la red privada virtual sin expandir significativamente

la infraestructura.

La principal ventaja de usar una VPN es que nos permite disfrutar de una conexión a red con

todas las características de la red privada a la que queremos acceder. El cliente VPN adquiere

totalmente la condición de miembro de esa red, con lo cual se le aplican todas las directrices de

seguridad y los permisos de un ordenador en esa red privada; así se puede acceder a la información

publicada para aquella red privada: bases de datos, documentos internos, etc. a través de un acceso

público.

En ese momento, todas las conexiones de acceso a Internet desde el ordenador cliente VPN se

llevarán a cabo con los recursos y las conexiones que tenga la red privada.” (Phifer, 2006)

3.4.2 Seguridad en las redes privadas virtuales con usuarios remotos

“Las redes VPN SSL y VPN IPsec se han convertido en las principales soluciones de redes

privadas virtuales para conectar oficinas remotas, usuarios remotos y socios comerciales, porque:

Proporcionan comunicaciones seguras con derechos de acceso adaptados a

usuarios individuales, tales como empleados, contratistas y socios

23

Aumentan la productividad al ampliar el alcance de las redes y aplicaciones

empresariales

Reducen los costos de comunicación y aumentan la flexibilidad” (Phifer, 2006)

3.5 Estándares utilizados

“Los protocolos de comunicación de utilidad tales como DNP3, MODBUS, IEC 60870-5-101

/ 104, IEC 61850 estándar proporcionan métodos para desarrollar las mejores prácticas de

ingeniería para protección de subestaciones, monitoreo, integración, medición, pruebas y control.

En la automatización de subestaciones se requieren comunicaciones de alta velocidad para cumplir

con las tasas de transferencia de datos de los modernos sistemas de control automático y

monitoreo.” (Horalek, Matyska, & Sobeslav, 2013)

3.5.1 Modbus

“El protocolo MODBUS se ha convertido gradualmente en el estándar para la creación de

sistemas de automatización en ancho son de aplicaciones industriales. Recientemente, Modbus

soporta varios conjuntos de tecnologías de red, incluyendo comunicaciones en serie, redes ópticas

o de radio, RS-232, RS-422, RS-485 y las mejoras de TCP / IP.

Según las tecnologías de transporte, MODBUS opera en diferentes capas dentro del modelo de

pila de protocolos. El cuadro siguiente presenta la solución posible. A nivel operativo, Modbus

trabaja de una manera de respuesta / respuesta. La función requerida es presentada por el código

de secuencia listado en la documentación del protocolo. Modbus es adecuado principalmente para

24

la comunicación de datos en serie y no está optimizado para la comunicación a través de Ethernet.

Modbus plus es una mejora importante de la versión de protocolo anterior. Modbus plus puede ser

visto como una solución compleja para la comunicación remota en el área industrial. La adopción

de la pila de protocolos TCP / IP amplía el uso de este protocolo. Para la conexión a través de

Internet, Modbus obtuvo el puerto de sistema reservado 502. Modbus / TCP encapsula básicamente

una trama Modbus en una trama TCP de una manera sencilla.” (Horalek, Matyska, & Sobeslav,

2013)

3.5.2 NORMA IEC 61850

“La norma IEC 61850 es un estándar internacional, surgido de la necesidad de unificación de

protocolos, tanto estandarizados (IEC 60870-5-101 y 104, Modbus, DNP, etc.), como los

protocolos propietarios, con el fin de conseguir interoperabilidad entre fabricantes. Con la

consecución de este objetivo el control de las subestaciones se hace independiente de los

fabricantes, pudiendo interconectar y sustituir dispositivos pertenecientes a diferentes fabricantes.

Sin duda, esta característica, al hacer que el diseño de la subestación ya no quede sujeto a las

soluciones propuestas por cada fabricante, permite un mayor avance en el ámbito de la

automatización de subestaciones y la aparición de nuevas funcionalidades que, hasta ahora, no

podían ser implementadas o requerían un elevado coste para ello.” (Benítez Lobato, s.f.)

25

CAPITULO IV

4. Ingeniería y ejecución del proyecto

4.1 Recopilación de información en las subestaciones

Para realizar un óptimo diseño de gestión remota en las subestaciones debemos tener presentes

las características de comunicación de todos y cada uno de los relés que las integran, para esto se

realizaron visitas a las subestaciones donde se recopilaron datos como, numero de relés, marca,

referencia de cada uno y puertos disponibles.

También es necesario realizar una ubicación espacial de las celdas para obtener datos de

distancia entre estas y el rack de comunicaciones, y así establecer la cantidad de cable que vamos

a emplear y por donde lo vamos a colocar.

Por ultimo buscamos un equipo óptimo de comunicación para realizar la telegestión.

4.2 Especificaciones técnicas de los relés:

Según los datos obtenidos en las visitas realizadas a las subestaciones, se realizó una

investigación teniendo en cuenta las hojas técnicas y los manuales de cada uno de los relés, se le

dio mayor importancia a las características de comunicación como podemos observar en esta

sección.

26

4.2.1 RELÉ SIEMENS 7SJ61/2

El relé Siemens 7SJ61/2 es multifuncional programable y cuenta en su parte frontal (Figura 6) con

una interfaz de fácil acceso, la cual consta de una pantalla LCD, indicadores led, botones de

funciones y un conector RS 232 para la comunicación.

Figura 6: Parte frontal de relé SIEMENS 7SJ61/2

Fuente: Manual de instrucciones Siemens 7SJ62-64_Manual_A6_V044001_us

INFORMACIÓN DE COMUNICACIONES

Los relés Siemens cuentan con un número denominado Part Code el cual tiene la función de

indicar las diferentes características que los componen, por ejemplo:

PART CODE: 7SJ61/2**-***ΦΩ-****-ΦΦΦ

El undécimo digito (Φ) define los puertos y características de comunicación disponibles del

relé, los cuales pueden ser:

27

0: No interface at rear side

1: DIGSI 4 / modem, electrical RS232

2: DIGSI 4 / modem / RTD-box, electrical RS485

3: DIGSI 4 / modem / RTD-box, optical 820 nm wavelength, ST connector

En la Figura 7 se puede observar el significado de los dígitos asignados a la comunicación del

relé.

Figura 7: Partcode SIEMENS 7SJ61/2


En la parte posterior del relé (Figura 8) se encuentra el panel de conexiones, entradas-salidas

de tensión-corriente y los puertos B-C para comunicaciones.

28

Figura 8: Parte posterior de relé SIEMENS 7SJ61/2


El fabricante de los relés Siemens hace recomendaciones de conexión (Figura 9) para evitar

conflictos o problemas como interrupciones y cortes al momento de realizar la comunicación.

Figura 9: Recomendación BUS485 SIEMENS (Conexión línea azul)


29

4.2.2 RELÉ SIEMENS 7SA52

El relé Siemens 7SA52 cumple con la función de distancia y cuenta en su parte frontal (Figura 10)

con una interfaz de fácil acceso, la cual consta de una pantalla LCD, indicadores led, botones de

funciones y un conector RS 232 para la comunicación.

Figura 10: Parte frontal de relé SIEMENS 7SA52





PART CODE: 7SA52**-***ΦΩ-****-ΦΦΦ

El undécimo digito (Φ) y el duodécimo digito (Ω) definen los puertos y características de

comunicación disponibles del relé.

30

En la Figura 11 se puede observar el significado de los dígitos asignados a la comunicación

del relé 7SA52.

Figura 11: Part Code SIEMENS 7SA52



de tensión-corriente y los puertos B-C para comunicaciones.

31

Figura 12: Parte posterior de relé SIEMENS 7SA52


4.2.3 RELÉ SIEMENS 7UT61

El relé Siemens 7UT61 es una protección diferencial de línea y cuenta en su parte frontal (Figura

13) con una interfaz de fácil acceso, la cual consta de una pantalla LCD, indicadores led, botones

de funciones y un conector RS 232 para la comunicación.

Figura 13: Parte frontal de relé SIEMENS 7UT61


32




PART CODE: 7UT6/4**-***ΦΩ-****-ΦΦΦ

El undécimo digito (Φ) y el duodécimo digito (Ω) definen los puertos y características de

comunicación disponibles del relé.

En la Figura 14 se puede observar el significado de los dígitos asignados a la comunicación

del relé 7SA52.

Figura 14: Part Code SIEMENS 7UT61



de tensión-corriente y el puerto B para comunicaciones.

33

Figura 15: Parte posterior de relé SIEMENS 7UT61


4.2.4 RELÉ ABB REF 541

El relé REF 541 cuenta en su panel frontal (Figura 16) con una interfaz gráfica, indicadores led y

botones para programar sus funciones, además de esto un conector óptico para comunicación

RS 232.

Figura 16: Parte frontal de relé ABB REF 541

Fuente: Manual de instrucciones ABB relay

El relé REF 541 tiene 3 puertos seriales para comunicación uno en el frente y dos en la parte

posterior. El puerto frontal es un panel óptico para conexión con el PC para configurar el terminal

con CAP50_tools a través de protocolo SPA Bus y usando un cable óptico a RS 232, toda esta

información se consigna en la Tabla 1. (ABB, 1999)

34

Tabla 1: Información de Comunicaciones Relé ABB REF 541

Rear interface,

connector X3.1 not used, reserved for future purposes

Rear interface,

connector X3.2

RS-232 connection

RER 123 fibre-optic Bus Connection Module

Protocols SPA, IEC_103, DNP 3.0, Modbus

RER 133 RS-485 Bus Connection Module

Protocols DNP 3.0, Modbus

Data transfer rates DNP 3.0 and Modbus: 300 bps...19.2 kbps,

selectable

SPA-ZC 302 Profibus-DPV1/SPA Gateway

Protocol Profibus-DPV1 1)

SPA-ZC 400 SPA/ Ethernet Adapter

Protocol IEC 61850

Rear interface,

connector X3.3

RS-485 connection

Protocol SPA, LON

The fibre-optic interface module RER 103 is needed for galvanic

isolation

Data transfer rates SPA: 4.8/9.6/19.2 kbps, selectable LON: 78.0

kbps/1.2 Mbps, selectable

Rear interface,

connector X3.4

RJ45 connection

Galvanically isolated RJ45 connection for an external display panel

Protocol CAN

Communication cable 1MRS 120511.001 (1 m), 1MRS 120511.002

(2 m), 1MRS 120511.003 (3 m)

Front panel

Optical connection

Protocol SPA

Communication cable 1MKC 9500011

SPA protocol

bit rates 4.8/9.6/19.2 kbps

start bits 1

data bits 7

parity even

stop bits 1

LON protocol Bit rates 78.0 kbps/1.2 Mbps

IEC_103 protocol

Bit rates 9.6/19.2 kbps

Data bits 8

Parity even

Stop bits 1

DNP 3.0

Bit rates 0.3/0.6/1.2/2.4/4.8/9.6/19.2 kbps

Data bits 8

Stop bits 1, 2

Parity none, odd, even

Modbus

Bit rates 0.3/0.6/1.2/2.4/4.8/9.6/19.2 kbps

Data bits 5, 6, 7, 8

Stop bits 1, 2

Parity none, odd, even

Fuente: Manual de instrucciones ABB relay

35

En la parte posterior del relé ABB REF 541 (Figura 17) se encuentra el panel de conexiones,

entradas-salidas de tensión- corriente y los puertos X3.1, X3.2, y X3.3 para comunicaciones.

Figura 17: Parte posterior de relé ABB REF 541

Fuente: Manual de instrucciones ABB relay (Empresa de Eenergía de Boyacá SA ESP, 2015)

4.2.5 RELÉ MICOM P12X

Los relés Areva MiCOM P12X cuentan con un panel frontal (Figura 18) amigable y fácil de

entender por parte de los usuarios que tengan acceso a él.

Figura 18: Parte frontal de relé MICOM 12X

Fuente: Manual de instrucciones P14x_ES_T_C44

36

INFORMACIÓN DE COMUNICACIÓN

Los relés Areva cuentan con un número denominado Part Code el cual tiene la función de indicar

las diferentes características que los componen, por ejemplo:

PART CODE: P12 0 ∗ 0 0 ∗ Φ ∗ 2 ∗ ∗ ∗

El noveno digito (Φ) del Part Code define los puertos y características de comunicación

disponibles en el relé, los cuales pueden ser:

1: K-Bus

2: MODBUS (Relé encontrado en las subestaciones)

3: IEC60870-5-103 (VDEW)

4: DNP3.0

En la parte posterior del relé (Figura 19) se encuentra el panel de conexiones, entradas- salidas

de tensión- corriente y los puertos RS 485 para comunicaciones.

Figura 19: Parte posterior de relé MiCOM 12X


37

Recomendaciones para construcción de K-BUS / 485 MiCOM

El fabricante hace algunas recomendaciones en sus manuales de cómo se construyen un bus

de comunicaciones (Figura 21 y Figura 22), pero primero hace algunas anotaciones:

“El relé admite una conexión CEI 60870-5 FT1.2 en el puerto frontal. Éste se destina a una

conexión local provisional y no es conveniente para conexión permanente. Esta interfaz funciona

a una velocidad de transmisión fija con una trama de 11 bits y una dirección de dispositivo fija.

El puerto posterior admite uno de cuatro protocolos de comunicaciones (Courier, Modbus, DNP

3.0, CEI 60870-5-103). Se debe especificar cuál de ellos se desea utilizar al realizar el pedido del

relé. El puerto posterior consiste en un conector de tornillo de 3 terminales y está situado en la

parte posterior del relé.

MODBUS es un “protocolo de comunicaciones maestro/esclavo que puede utilizarse para

controlar la red. De forma similar a Courier, el dispositivo maestro inicia todas las acciones y los

dispositivos esclavos (los relés), responden con los datos o la acción solicitada. Las

comunicaciones MODBUS emplean una conexión de cable par trenzado conectado al puerto

posterior, con una longitud máxima de 1000 m y hasta 32 equipos esclavos”. (Technical Guide

MiCOM P141, P142, P143, 2011)

Los equipos MICOM tienen 2 protocolos para hacer gestión de los relés: Courier (propietario

de Alstom) y Modbus, este último tiene una limitación y es que a través de este protocolo no es

posible realizar ajustes de esquema lógico programable (Figura 20).

38

Figura 20: Características de los Protocolos habilitados en los relés MiCOM


Figura 21: Recomendación BUS485 MiCOM


39

Figura 22: Recomendación K-BUS MICOM


4.2.5 RELÉ MiCOM P14X



Figura 23: Parte frontal de relé MiCOM P14X


40




PART CODE: MiCOM P14*****Φ xxxx A

El noveno digito (Φ) define los puertos y características de comunicación disponibles en el

relé, los cuales pueden ser:

1: K-Bus

2: MODBUS (Relé encontrado en las subestaciones)

3: IEC60870-5-103 (VDEW)

4: DNP3.0


de tensión-corriente y el puerto RS 485 para comunicaciones.

Figura 24: Parte posterior de relé MICOM P14X


41

Configuraciones del Puerto de comunicación

Baud rate: 300 to 19200 baud

Parity: Programmable

Protocol: Courier, Modbus RTU or DNP 3.0

4.2.6 RELÉ MICOM P63X



Figura 25: Parte frontal de relé MICOM P63X





42

PART CODE: MiCOM P633 - **991*** - 305 – 4** – 610 * * - 46* – 9 Φ Ω – 95* – 8**

El vigesimoctavo digito (Φ) y vigesimonoveno digito (Ω) define los puertos y características

de comunicación disponibles en el relé.


de tensión- corriente y el puerto RS 485 para comunicaciones.

Figura 26: Parte posterior de relé MICOM P63X


4.2.7 RELÉ GENERAL ELECTRIC 750/760

Este equipo está diseñado no solo para cumplir sus funciones sino también para facilitar a sus

operadores una correcta manipulación y programación mediante su panel frontal, el cual

podemos observar en la Figura 27.

43

Figura 27: Parte frontal de relé General Electric 750/760

Fuente: Manual de instrucciones General Electric 750/760

Este relé, en cualquiera de sus versiones, cuenta con 1 puerto frontal en DB9 RS-232 y 2

puertos de comunicación posteriores: COM1 RS-422/485 y COM2 RS-485 (Figura 28) los

cuales pueden usarse para armar una red de gestión y de telecontrol, y no tiene inconveniente de

trabajar con los dos puertos simultáneos COM1 Y COM2 pero no simultaneo COM1 en RS-422

Y RS-485. El fabricante recomienda conectar en una sola red o BUS 32 equipos a una distancia

máxima de 1219 metros (Figura 29).

Figura 28: Parte posterior de relé General Electric 750/760


44

Configuraciones del puerto de comunicación



Protocol: Modbus RTU or DNP 3.0

Figura 29: Recomendación BUS485 General Electric


4.2.8 RELÉ GENERAL ELECTRIC 745

Figura 30: Parte frontal de relé General Electric 745

Fuente: Manual de instrucciones General Electric 745

45

Este relé, en cualquiera de sus versiones al igual que el 750/760, cuenta con 1 puerto frontal en

DB9 RS-232 (Figura 30) y 2 puertos de comunicación posteriores: COM1 RS-422/485 y COM2

RS-485 (Figura 31) los cuales pueden usarse para armar una red de gestión y de telecontrol, y no

tiene inconveniente de trabajar con los dos puertos simultáneos COM1 Y COM2 pero no

simultaneo COM1 en RS-422 Y RS-485.

Figura 31: Parte posterior de relé General Electric 745

Fuente: Manual de instrucciones General Electric 745

Configuraciones del puerto de comunicación



Protocol: Modbus RTU or DNP 3.0

46

4.3 Ubicación espacial de las subestaciones

Una parte fundamental de este proyecto es la asignación de cantidades a los materiales, uno de

los más difíciles de calcular es la longitud del cable a utilizar, debido a que se pueden encontrar

contratiempos o detalles que hagan impreciso este cálculo. En esta ocasión se acudió a cada una

de las subestaciones para tomar medidas tanto de las instalaciones como de las celdas que las

componen, para así conocer un estimado del cable a utilizar.

4.3.1 Subestación Chiquinquirá

La subestación Chiquinquirá cuenta con un área aproximada de 140m² y la componen 28 celdas

entre las cuales se encuentran el rack de comunicaciones, celdas de 115 kV, celdas de 34.5 kV,

celdas de 13.8 kV, y los cargadores de las baterías. En la Figura 32 se observa la distribución y las

dimensiones de las mismas.

Figura 32: Subestación Chiquinquirá


47

En esta subestación se realizara un trabajo de gestión remota enfocado a las celdas

pertenecientes a las líneas nombradas en la Tabla 2, debido a que son las que cuentan con relés

modernos y aptos para estas funciones.

Tabla 2: código y nombre de las líneas existentes en la subestación Chiquinquirá

14901 Celda de entrada

14902 Celda de entrada

14903 Circuito Basílica

14904 Circuito la reina

14905 Salida Rural Casa Blanca

14906 Salida Saboya

14907 Salida Muzo

14908 Salida Otanche

14910 Transformador 25 MVA

14915 Llegada Tunja

14916 Salida Circuito industrial la balsa

15493 Llegada Barbosa

15495 Llegada Tunja


4.3.2 Subestación Higueras

La subestación Higueras cuenta con un área aproximada de 150m² y la componen 24 celdas entre

las cuales se encuentran el rack de comunicaciones, celdas de 115 kV, celdas de 34.5 kV, celdas

de 13.8 kV, y los cargadores de las baterías. En la Figura 33 se observa la distribución y las

dimensiones de las mismas.

48

Figura 33: Subestación Higueras





Tabla 3: código y nombre de las líneas existentes en la subestación Higueras

14701 Trafo de 20Mva

14702 Maranta

14704 La Rusia

14705 Vargas

14706 Hospital

14707 Batallón Silva Plazas

14708 Autopista

14709 Ciudadela Industrial

14711 Rio Chiquito

14714 llegada trafo 20MVA - 13.8 kV

14715 General 34,5

14782 San Antonio

14783 Llegada Paipa

14791 Ciudadela

14800 Trafo 40Mva


49

4.3.3 Subestación La Ramada

La subestación Higueras cuenta con un área aproximada de 125.4m² y la componen 21 celdas

entre las cuales se encuentran el rack de comunicaciones, celdas de 115 kV, celdas de 34.5 kV,

celdas de 13.8 kV, y los cargadores de las baterías. En la Figura 34 se observa la distribución y

las dimensiones de las mismas.

Figura 34: Subestación La Ramada





50

Tabla 4: Código y nombre de las líneas existentes en la subestación La Ramada

14820 INDUSTRIAL

14821 CTO GENERAL

14822 ORIENTE

14823 CENTRO

14824 NOBSA-MORCA

14828 TRAFO

14831 ACERÍAS - SOGAMOSO

(RAMADA -SIDENAL) 14832 TRANSFORMADOR

14833 GENERAL

14834 SALIDA TRANSFORMADOR

14835 SIRATA

14863 LA CATORCE

14864 EL TERMINAL

14865 EL LIBERTADOR

15022 DUITAMA


51

CAPITULO V

5. Diseño de un sistema de comunicaciones industriales

5.1 Diseño

Para el diseño de un sistema de comunicaciones optimo (Figura 35) se tuvieron en cuenta las

normas de automatización de subestaciones MODBUS, IEC 61850 y el protocolo DNP 3,

llegando a la conclusión que se utilizaría los puertos seriales RS 485 para la construcción de

buses de relés, estos buses se dirigen a un servidor de puertos, el cual tiene como función asignar

a cada relé un puerto TCP que será traducido a un puerto virtual en un computador de la

siguiente manera.

Figura 35: Diseño sistema de comunicaciones industriales


52

5.2 Asignación de datos

Según los datos recopilados de cada uno de los relés existentes en las subestaciones La

Ramada, Higueras y Chiquinquirá, se pudo establecer las condiciones de comunicación tales

como baud rate, parity, stop bits, entre otros y siguiendo las especificaciones del iDS24GF

asignamos un puerto TCP y un puerto virtual, para completar los requisitos del direccionamiento

TCP/IP.

La asignación de datos se realizó mediante unas tablas como lo indica la Tabla 5, Tabla 6 y

Tabla 7 para las subestaciones La Ramada, Higueras y Chiquinquirá respectivamente.

Tabla 5: Diseño y asignación de datos subestación La Ramada


53

En la Tabla 5 se puede observar cómo se asignan los datos correspondientes a puerto TCP, puerto

virtual, numero de bus y dirección de relé en la subestación La Ramada, por ejemplo en la fila 15

corresponde a la línea DUITAMA y cuenta con un relé General Electric 760 asignado al nivel de

tensión 34.5 kV, se le asignó, puerto TCP 5002, puerto virtual 105, bus 2 y dirección 1

Tabla 6: Diseño y asignación de datos subestación la Higueras



virtual, numero de bus y dirección de relé en la subestación Higueras, por ejemplo en la fila 13

corresponde a la línea Llegada Paipa y cuenta con una protección principal General Electric 760

asignado al nivel de tensión 115 kV, se le asignó, puerto TCP 5002, puerto virtual 101, bus 2 y

dirección 1 y una protección de respaldo Siemens 7SA52 asignado al nivel de tensión 115 kV, se

le asignó, puerto TCP 5000, el puerto virtual 100, bus 3 y dirección 1.

54

Tabla 7: Diseño y asignación de datos subestación Chiquinquirá



virtual, numero de bus y dirección de relé en la subestación Chiquinquirá, por ejemplo en la fila

13 corresponde a la línea Llegada Tunja y cuenta con una protección principal Siemens 7SA522

asignado al nivel de tensión 115 kV, se le asignó, puerto TCP 5002, puerto virtual 91, bus 2 y

dirección 1 y una protección de respaldo Areva P142 asignado al nivel de tensión 115 kV, se le

asignó, puerto TCP 5000, el puerto virtual 90, bus 1 y dirección 1.

5.3 Esquemas de conexión

Como se observa en la Figura 36 el sistema de comunicaciones inicia en el edificio administrativo

de la EBSA, en la oficina del Profesional de Operación y Mantenimiento, donde los computadores

están conectados a la red corporativa. Mediante un túnel VPN se accede al servidor Viola M2M

55

Gateway ubicado en el centro de control, este servidor se encuentra enlazado con el anillo

interconectado de fibra óptica y nos da acceso a las subestaciones La Ramada, Higueras y

Chiquinquirá

.

Figura 36: Esquema de comunicaciones Edificio – Subestación


Los principales parámetros para realizar el diseño de los buses y decidir que relés los integrarían

fueron, el nivel de voltaje (13.8 kV, 34.5 kV y 115 kV) y la marca de los relés (General electric,

Alstom, Areva, Siemens), esto para evitar perder comunicación por conflictos de fabricantes.

Para los relés que no tienen disponible el puerto RS485 se utiliza el puerto RS232 y un

conversor a RS485.

Para la Subestación Higueras se realizó un diseño que consta de 4 buses integrados de la

siguiente manera (Figura 37):

Bus 1: Cuatro relés Siemens que corresponden al nivel de tensión 115 kV.

56

Bus 2: Dos relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 115 kV.

Bus 3: Cinco relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 34.5 kV.

Bus 4: Siete relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 13.8 kV.

Para un total de 18 relés en servicio y disponibles para integrar al sistema de Gestión

Remota de la EBSA.

Figura 37: Esquema de buses subestación Higueras


Para la Subestación La Ramada se realizó un diseño que consta de 5 buses integrados de la


Bus 1: Siete relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 13.8 kV.


Bus 3: Dos relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 115 kV.

57

Bus 4: Un relé Siemens que corresponde al nivel de tensión 115 kV.

Bus 5: Dos relés ABB que corresponden al nivel de tensión 115 kV.

Nota: Los relés del bus 1 actualmente son Areva pero están en proceso de

actualización y reemplazo por relés General Electric por esta razón se realiza el diseño

a futuro.


Remota de la EBSA.

Figura 38: Esquema de buses subestación La Ramada


Para la Subestación Chiquinquirá se realizó un diseño que consta de 5 buses integrados de la


58

Bus 1: Tres relés Areva que corresponden al nivel de tensión 115 kV.

Bus 2: Dos relés Siemens que corresponden al nivel de tensión 115 kV.

Bus 3: Un relé Areva que corresponde al nivel de tensión 115 kV.


Bus 5: Cinco relés Areva que corresponden al nivel de tensión 13.8 kV.


Remota de la EBSA.

Figura 39: Esquema de buses subestación Chiquinquirá


59

CONCLUSIONES

1. Se realizó un diseño óptimo para la comunicación de las subestaciones La Ramada,

Higueras y Chiquinquirá con el edificio administrativo de la EBSA, cumpliendo con las

normas y los estándares requeridos para la automatización de subestaciones.

2. Teniendo en cuenta las funciones de cada uno de los relés y su software de monitoreo y

control, se determinó que la mejor manera para realizar una comunicación optima era

mediante la utilización de sus puertos RS 485.

3. Gracias al diseño planteado, se asume una reducción del 90% en el tiempo de respuesta del

equipo de Operación y Mantenimiento frente a un evento, debido a que se evita el

desplazamiento hasta las subestaciones.

4. Analizando el esquema de comunicaciones de la EBSA se llegó a la conclusión que la

mejor manera de realizar la gestión remota era utilizando los tendidos de fibra óptica

utilizada en la comunicación Subestación-SCADA.

5. Los equipos fueron seleccionados teniendo en cuenta, que cumplieran con las

características de comunicación robusta TCP/IP, que la garantía y soporte fueran

considerablemente altas y su precio en el mercado estuviera dentro de lo justo.

60

6. Este diseño permite obtener control, supervisión y gestión remota, cargar y descargar

ajustes de los relés ubicados en las subestaciones La Ramada, Higueras y Chiquinquirá,

desde un computador ubicado en el edificio administrativo de la EBSA.

7. Este modelo de gestión remota se puede emplear en cualquiera de las subestaciones que

actualmente no cuentan con este servicio, para así lograr obtener un 100% de gestión

remota en la EBSA y así conseguir el máximo desempeño del equipo de Operación y

Mantenimiento.

8. Este proyecto abre la posibilidad a una reducción significativa en los gastos monetarios

para viajes que actualmente afronta la Empresa de Energía de Boyacá S.A E.S.P.

61

RECOMENDACIONES

Se recomienda a la Empresa de Energía de Boyacá realizar la compra de los materiales en

el año en curso para evitar modificaciones drásticas en los precios.

Debido a que aún faltan por gestión remota 78 subestaciones eléctricas en la Empresa de

Energía de Boyacá, se recomienda emplear más pasantes de la Universidad Santo Tomas

Tunja debido a su capacidad para realizar este tipo de labores.

Al momento de la implementación es importante no pasar por alto ningún detalle

consignado en el libro realizado.

62

REFERENCIAS

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SUBSTATION AUTOMATION SYSTEMS.

ABB. (1999). Feeder Terminal, Product Guide. Finlandia: Distribution Automation.

Barrantes Pinela, L. S. (2011). Diseño del sistema de protección y control de subestaciones

eléctricas. Leganés.

Benítez Lobato, M. (s.f.). Implementación practica del protocolo IEC 61850 en subestaciones

eléctricas. Problemas y soluciones. Sevilla, España: Universidad de Sevilla.

Empresa de Eenergía de Boyacá SA ESP. (2015). RELES ABB, CONTRATO 7600001065 -

GESTIÓN DE PROTECCIONES. Bogotá: Potencia y Tecnologías Incorporadas S.A.

Empresa De Energía De Boyacá. (2015). Reles General Electric. Bogotá: Potencia y Tecnologias

Incorporadas S.A.

Empresa de Energía de Boyacá SA ESP. (2005). Reles MICOM AREVA ALSTOM, Contrato

7600001065 - Gestión De Protecciones. Bogotá: Potencia y Tecnologías Incorporadas

S.A.

General Electric. (2000). Manual de Instrucción General Electric, P/N Manual: 1601-0070-B1-S

(GEK-106592) . Canada: GE Multilin.

GONZALEZ, D. (2015). Mantenimiento de sistemas de refrigeracion de los motores termicos.

Madrid, España: Ediciones Paraninfo S.A.

63

Horalek, J., Matyska, J., & Sobeslav, V. (2013). Communication protocols in substation

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https://www.blogger.com/profile/15807094335636425982

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16+6 Integrated Device Server and Ethernet Switch. Ontario: Pacific Circle.

MARTIN, J. C., & GARCIA, M. P. (2009). Automatismos industriales. Pozuelo de Alarcon,

Madrid.

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http://searchmobilecomputing.techtarget.com/tip/Mobile-VPN-Closing-the-gap

Technical Guide MiCOM P141, P142, P143. (2011). Technical Manual Feeder Management

Relays, MiCOM P141, P142, P143 . Alstom.

TOMASI, W. (2003). Sistemas de Comunicaciones electrónicas (Cuarta edición ed.). México:

Pearson Education.

Viola M2M Gateway User Manual. (2010). Viola M2M Gateway User Manual. Finlandia .

64

ANEXOS

Anexo 1: Cronograma de la practica

ACTIVIDADES

Año 2016 2017

Mes

DICI

EMBRE

ENE

RO

FEB

RERO

MA

RZO

ABR

IL

MA

YO

JUN

IO

JULI

O

AG

OSTO

Día

0

1-

15

1

5-

31

0

1-

15

1

5-

31

0

1-

15

1

5-

31

0

1-

15

1

5-

31

0

1-

15

1

5-

31

0

1-

15

1

5-

31

0

1-

15

1

5-

31

0

1-

15

1

5-

31

0

1-

15

1

5-

31

Asignación de tutor y proyecto

por parte de la EBSA

Reconocimiento de las

instalaciones y subestaciones

Levantamiento de información

en las subestaciones de La Ramada,

Higueras y Chiquinquirá

Investigaciones pertinentes

Diseño de red de

comunicaciones

Selección de equipos

Solicitud de presupuesto para

compra de equipos

Elaboración y entrega de

anteproyecto

Elaboración y entrega del

documento final

Sustentación

65

Anexo 2: Cotización a la empresa PTI (Potencia y Tecnología Incorporadas)

manuel danilo sierra torres - repository.usta.edu.co

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