utilización de equipos de medición ópticos y su incidencia

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2004

Utilización de equipos de medición ópticos y su incidencia en el Utilización de equipos de medición ópticos y su incidencia en el

control óptimo en las subestaciones de alta tensión control óptimo en las subestaciones de alta tensión

Blanca Yasmín Gutiérrez Camacho Universidad de La Salle, Bogotá

Follow this and additional works at: https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica

Citación recomendada Citación recomendada Gutiérrez Camacho, B. Y. (2004). Utilización de equipos de medición ópticos y su incidencia en el control óptimo en las subestaciones de alta tensión. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/470

This Trabajo de grado - Pregrado is brought to you for free and open access by the Facultad de Ingeniería at Ciencia Unisalle. It has been accepted for inclusion in Ingeniería Eléctrica by an authorized administrator of Ciencia Unisalle. For more information, please contact [email protected].

https://ciencia.lasalle.edu.co/

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica

https://ciencia.lasalle.edu.co/fac_ingenieria

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica?utm_source=ciencia.lasalle.edu.co%2Fing_electrica%2F470&utm_medium=PDF&utm_campaign=PDFCoverPages

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/470?utm_source=ciencia.lasalle.edu.co%2Fing_electrica%2F470&utm_medium=PDF&utm_campaign=PDFCoverPages

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/470?utm_source=ciencia.lasalle.edu.co%2Fing_electrica%2F470&utm_medium=PDF&utm_campaign=PDFCoverPages

mailto:[email protected]

UTILIZACIÓN DE EQUIPOS DE MEDICIÓN ÓPTICOS Y SU INCIDENCIA EN EL CONTROL ÓPTIMO EN LAS SUBESTACIONES DE ALTA

TENSIÓN

UTILIZACIÓN DE EQUIPOS DE MEDICIÓN ÓPTICOS Y SU INCIDENCIA EN EL CONTROL ÓPTIMO EN LAS SUBESTACIONES

DE ALTA TENSIÓN

BLANCA YASMÍN GUTIÉRREZ CAMACHO Código: 42962003

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C 2004

UTILIZACIÓN DE EQUIPOS DE MEDICIÓN ÓPTICOS Y SU INCIDENCIA EN EL CONTROL ÓPTIMO EN LAS SUBESTACIONES

DE ALTA TENSIÓN

BLANCA YASMÍN GUTIÉRREZ CAMACHO Código: 42962003

PROYECTO DE GRADO

SERGIO GUZMAN BENAVIDES Ingeniero Eléctrico


BOGOTÁ D.C 2004

Nota de aceptación

________________________ ________________________ ________________________ ________________________ ________________________

_________________________ Firma del Director de Grado

_________________________ Firma del jurado

_________________________ Firma del jurado

Bogotá D.C, 21 de Mayo del 2004

DEDICATORIA

A Dios, fuerza que me sostiene, me impulsa a seguir cada día de mi vida y

me da la certeza de un mañana mejor.

A mis padres, María Sonia Camacho de Gutiérrez y

José Orlando Gutiérrez Gutiérrez, quienes son el regalo más preciado

que he podido recibir.

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por ser motivo de inspiración y de apoyo incondicional.

A mis padres, por ofrecerme la posibilidad de hacer una carrera profesional.

A Sergio Guzmán Benavides, por su abnegado empeño en este Proyecto de Grado.

A empresas como Seringel, Codensa, Alstom, ABB, NXTPHASE por colaborarme con información para la elaboración de éste Proyecto.

A amigos, en especial a Manuel Javier Cristancho Mora sinónimo de cariño, incondicionalidad y apoyo.


BLANCA YASMÍN GUTIÉRREZ CAMACHO 1

CONTENIDO

0. INTRODUCCIÓN ...........................................................................................................10

1. EFECTOS FARADAY Y POCKELS ...............................................................................12

1.1 HISTORIA DEL EFECTO FARADAY...........................................................................12 1.2 DEFINICIÓN EFECTO FARADAY:...................................................................................12

1.2.1 Polarización de la luz.........................................................................................13 1.3 DEFINICIÓN DEL EFECTO POCKELS “OPTOELECTRÓNICO” ............................................14

2. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y VOLTAJE CONVENCIONALES ..............17

2.1 TRANSFORMADORES DE MEDIDA CONVENCIONAL.......................................................17 2.2 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE...............................................................................18

2.2.1 Características particulares de transformadores de corriente ...........................19 2.2.2 Circuito equivalente ...........................................................................................22 2.2.3 Clases de Precisión..........................................................................................23

2.2.3.1 Según Norma IEC...............................................................................23 2.2.3.2 Según Norma ANSI ............................................................................24

2.2.4 Precauciones de seguridad ..............................................................................25 2.2.5 Pérdidas de energía en un núcleo ferromagnético............................................25

2.3 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL ...............................................................................27 2.3.1 Características particulares de los transformadores de tensión........................28 2.3.2 Circuito equivalente ...........................................................................................29 2.3.3 Clases de precisión ...........................................................................................30

2.3.3.1 Según Norma IEC..............................................................................30 2.3.3.2 Según Norma ANSI ............................................................................31

3. TRANSFORMADORES DE MEDIDA ÓPTICOS ...........................................................32

3.1 PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL TRANSFORMADOR DE CORRIENTE ................................32 3.1.1 Transductor Magneto-Óptico - MOCT ..............................................................33

3.1.1.1 Características y ventajas del MOCT: ................................................34 3.1.2 Clases de precisión ...........................................................................................35

3.1.2.1 Según Norma IEC...............................................................................35 3.1.2.2 Según Norma ANSI ............................................................................35

3.2 PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIAL.................................36 3.2.1 Transductor Electro-óptico de Voltaje - EOVT...................................................36

3.2.1.1 Construcción General. ........................................................................37 3.2.1.2 Ventajas..............................................................................................37

3.2.2 Clases de precisión ...........................................................................................37 3.2.2.1 Según Norma IEC...............................................................................37 3.2.2.2 Según Norma ANSI ............................................................................37

3.3 TRANSDUCTOR DE CORRIENTE Y VOLTAJE COMBINADO ÓPTICO....................................38 3.3.1 Ventajas del transductor combinado para la transmisión de energía y distribución: ................................................................................................................38

3.4 MANTENIMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES ÓPTICOS...............................................39



4. ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL COORDINADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN CHICALÁ .................................................................................................41

4.1 FILOSOFÍA DEL SISTEMA DE CONTROL ........................................................................41 4.1.1 Control 115 kV...................................................................................................41 4.1.2 Control 11.4 kV..................................................................................................43 4.1.3 Mediciones ........................................................................................................44

4.2 SISTEMA DE COMUNICACIONES EN LA SUBESTACIÓN....................................................44 4.2.1 Interfaz hombre-máquina ..................................................................................45

5. ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL PROPUESTO DE LA SUBESTACIÓN CHICALÁ CON LOS EQUIPOS DE MEDIDA ÓPTICOS ...................................................60

5.1 SISTEMA DE COMUNICACIONES EN LA SUBESTACIÓN....................................................60

6. ESTUDIO ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA CONVENCIONAL Y ÓPTICA ............66

6.1 COMPARACIÓN DE COSTOS DE LAS TECNOLOGÍAS CONVENCIONAL Y ÓPTICA ................68 6.2 CÁLCULOS DE COSTOS DE LA TECNOLOGÍA CONVENCIONAL .........................................69 6.3 FLUJO DE CAJA NETO..................................................................................................71 6.4 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD .........................................................................................76

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................85

BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................................87



LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Datos breves del funcionamiento del transductor óptico......................................34 Tabla 2. Costos Tecnología Convencional.........................................................................69 Tabla 3. Costos Tecnología Óptica ....................................................................................70 Tabla 4. Flujo de caja neto .................................................................................................71 Tabla5. Cálculo Vp, con una TIO del 12% ......................... ¡Error! Marcador no definido. Tabla 6. Cálculo Vp de costos, con una TIO del 12%.......... ¡Error! Marcador no definido. Tabla 7. Cálculo Vp, con una TIO del 8% ............................ ¡Error! Marcador no definido. Tabla 9. Cálculo Vp, con una TIO del 14% .......................... ¡Error! Marcador no definido. Tabla 10. Cálculo Vp, con una TIO del 16% ........................ ¡Error! Marcador no definido. Tabla 11. Cálculo Vp, con una TIO del 20% ........................ ¡Error! Marcador no definido. Tabla 12. Cálculo Vp, con una TIO del 24% ........................ ¡Error! Marcador no definido. Tabla 13. Datos tasa de interés Vs Valor presente neto ...... ¡Error! Marcador no definido. Tabla 14. Ventajas y desventajas del cable de Fibra Óptica..............................................92 Tabla 15. Comparación con los cables coaxiales ..............................................................94



LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Efecto Faraday....................................................................................................13 Figura 2. Polarización de la luz ..........................................................................................14 Figura 3. Efecto Pockels. ...................................................................................................15 Figura 4. Captador óptico o transformador óptico ..............................................................16 Figura 5. Transformador de corriente.................................................................................18 Figura 6. Circuito equivalente transformador de corriente .................................................22 Figura 7. Curva de corriente...............................................................................................26 Figura 8. Curva de histéresis .............................................................................................26 Figura 9. Pérdidas de energía............................................................................................27 Figura 10. Circuito equivalente transformador de tensión..................................................29 Figura 11. Esquema de detección que utiliza fibra óptica..................................................33 Figura 12. Sensor de corriente...........................................................................................35 Figura 13. Principio de operación transformador de tensión..............................................36 Figura 14. Transformador de corriente y de tensión óptico................................................39 Figura 15. Sistema de control de los módulos de 115 kV de la subestación. ....................43 Figura 16. Sistema de comunicaciones de la subestación.................................................45 Figura 17. Diagrama unifilar de la subestación ..................................................................47 Figura 18. Celdas del transformador 1...............................................................................48 Figura 19. Celda de 11.4 kV del transformador 1...............................................................48 Figura 20. Pantalla módulo de la línea Salitre....................................................................49 Figura 21. Pantalla módulo línea transformador 1 .............................................................49 Figura 22. Pantalla módulo línea transformador 2 .............................................................50 Figura 23. Pantalla de 11.4 kV transformador 1 y 2 ...........................................................50 Figura 24. Medidas de la línea Salitre ................................................................................51 Figura 25. Medidas línea transformador 1..........................................................................51 Figura 26. Número de operaciones línea Colegio ..............................................................52 Figura 27. Número de operaciones línea Salitre ................................................................52 Figura 28. Número de operaciones transformador 1..........................................................53 Figura 29. Número de operaciones transformador 2..........................................................53 Figura 30. Reposición de operaciones línea Colegio .........................................................54 Figura 31. Reposición de operaciones línea Salitre ...........................................................54 Figura 32. Reposición de operaciones línea transformador 1............................................55 Figura 33. Reposición de operaciones línea transformador 2............................................55 Figura 34. Tendencias línea Colegio..................................................................................56 Figura 35. Tendencias línea Salitre....................................................................................56 Figura 36. Tendencias línea transformador 1.....................................................................57 Figura 37. Tendencias línea transformador 2.....................................................................57 Figura 38. Idea general del sistema de protección.............................................................58 Figura 39. Lista de materiales para la subestación actual .................................................59 Figura 40. Comunicaciones y señales................................................................................62 Figura 41. Disposición General ..........................................................................................63 Figura 42. Disposición física de las fibras ópticas..............................................................64 Figura 43. Lista de materiales para la subestación propuesta ...........................................65



Figura 44. Diagrama Unifilar ducto fibra óptica ..................................................................67 Figura 45. Análisis de sensibilidad .....................................................................................84 Figura 46. Estructura de la fibra óptica...............................................................................90 Figura 47. Composición de la Fibra....................................................................................91 Figura 48. Fabricación de la Fibra Óptica ..........................................................................93 Figura 49. Fabricación de la Fibra Óptica ..........................................................................94 Figura 50. Coberturas recientes.........................................................................................96 Figura 51. Uso dual ............................................................................................................96 Figura 52. Protección en lugares húmedos........................................................................97 Figura 53. Protección contra fuego ....................................................................................98 Figura 54. Comunicación lógica relé a relé de bajo costo..................................................99 Figura 55. Descripción general de comunicaciones...........................................................99 Figura 56. Ejemplo de transmitir BITS REFLEJADOS para recibir ..................................100



LISTA DE ANEXOS ANEXOS A. Fibra Óptica..................................................................................................89 ANEXOS B. Comunicaciones Bits™ Reflejados del Sel...............................................99



GLOSARIO CAMPO MAGNÉTICO: se describe como el espacio alrededor de un imán, en el cual se ejerce una fuerza magnética. Es una consecuencia relativista del campo eléctrico, la cual circula por un conductor, es decir, el movimiento de las cargas eléctricas provoca el campo magnético. CAMPO ELÉCTRICO: el campo eléctrico en un punto del espacio se define como la fuerza por unidad de carga que actúa sobre una carga de prueba colocada en ese punto y en el límite de la carga cuando tiende a cero. ELECTRICIDAD: Propiedad fundamental de la materia que se manifiesta por la atracción o repulsión entre sus partes, originada por la existencia de electrones, con carga negativa, o protones, con carga positiva. MAGNETISMO: manifestación relativista del campo eléctrico. GRAVITACIÓN: es la propiedad de atracción mutua que poseen todos los objetos compuesto de materia. CRISTAL: es la forma poliédrica regular limitado por caras lisas, que adquiere un compuesto químico bajo la influencia de sus fuerzas interatómicas, cuando pasa, en condiciones apropiadas del estado líquido estado gaseoso al sólido. PIEZOELECTRICIDAD: es la capacidad de ciertos cristales de generar un voltaje cuando se les somete a un stress mecánico. La palabra derivada del griego piezein, que significa estrujar o apretar. FORMA CAÓTICA: se dice que la luz no está polarizada, o bien es luz natural. POLARIZADOR DICROICO: son unos dispositivos que permiten obtener luz polarizada lineal a partir de luz natural. Los polarizados se caracterizan por la presencia de un eje de polarización, que indica la dirección en que la luz sale linealmente polarizada. LUZ POLARIZADA: la luz polarizada vibra en una sola dirección por cada momento, pero la dirección de vibración cambia con el tiempo. En la luz polarizada plana



(frecuentemente, por simplicidad, se le llama luz polarizada) la dirección de vibración es única y constante con el tiempo. BIRREFRINGENCIA: doble refracción de los rayos luminosos. FERRORESONANCIA: es una resonancia no lineal que puede ocurrir durante condiciones de circuito abierto en los sistemas de distribución. Se caracteriza por sobrevoltajes muy altos con contenido apreciable de armónicos como resultado de colocar la impedancia de excitación no lineal del transformador en serie con la capacitancia del sistema. En el momento de energizar un transformador en forma secuencial, cerrando una por una sus líneas y si el sistema primario no se encuentra aterrizado, las capacitancias a tierra de las líneas no cerradas actúan como un cortocircuito, de tal manera que las fases del transformador conectadas a la línea cerrada comienzan a tomar su 'inrush current' o corrientes de excitación. Estas fases quedan energizadas. ÍNDICE DE REFRACCIÓN: cuando un haz de luz que se propaga por un medio ingresa a otro distinto, una parte del haz se refleja mientras que la otra sufre una refracción, que consiste en el cambio de dirección del haz. Para estos se utiliza el índice de refracción del material, que sirve para calcular la diferencia entre el ángulo de incidencia y el de refracción del haz (antes y después de ingresar al nuevo material). GPS: es un equipo receptor de sistema de posicionamiento global, proporciona una referencia de tiempo precisa, necesaria para ser utilizada por las estaciones de operación. RED ETHERNET: la red tiene una topología de estrella, que esta integrada internamente en la arquitectura del concentrador. IHM: interfaz hombre - máquina. GATEWAY: es utilizado para comunicación con el centro, o a los centros de control remoto (tales como los centro de despacho de carga regionales o nacionales). HUBs: a través de los hubs de fibra óptica se realiza, físicamente, la red de datos local de la subestación (LAN).



PLCs: controladores lógicos programables. Que se encargan de leer entradas de módulos, generar salidas de acuerdo con el control, actuando basados en una lógica preprogramada. ERROR COMPUESTO: es la relación en porcentaje (%) del valor eficaz calculado para un período, de la diferencia entre el producto del valor instantáneo de la corriente secundaria por la relación de transformación. ERROR DE INTENSIDAD: es la desviación porcentual entre el valor actual de la corriente secundaria menos la corriente nominal y la corriente primaria actual. MOCT: transductor Magneto-óptico de corriente EOVT: transductor Electro-óptico de voltaje VPN: valor presente neto. El VPN es una medida de la cantidad de valor que se crea o añade el día de hoy como resultado de haber realizado una inversión. TIO: tasa de interés de oportunidad. Es la tasa que refleja el costo de oportunidad de los dineros del inversionista. Diferencia entre el valor de mercado de una inversión y su costo. TIR: tasa interna de retorno. Tasa de descuento intertemporal a la cual los ingresos neto del proyecto apenas las inversiones y sus costos de oportunidad. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD: es una variante del análisis de escenarios, de gran utilidad para señalar aquellas áreas en las que el riesgo de la preparación de pronósticos es especialmente severo. Investigación sobre lo que le sucede al VPN cuando solamente se cambia una variable.



0. INTRODUCCIÓN

La tendencia actual de la miniaturización, la rápida expansión de la electrónica y la optoelectrónica y el reemplazo casi en todas sus aplicaciones de la tecnología análoga por la digital, ha hecho que los investigadores e ingenieros centren en conseguir que los sistemas para realizar las actividades propias de un negocio o servicio en el sector eléctrico, sean cada vez mas pequeños, versátiles, eficientes, seguros, precisos, y de fácil mantenimiento, entre otras cualidades preferidas. La tecnología de medición de variables eléctricas de alta tensión mediante núcleos magnéticos ha sido históricamente la forma casi exclusiva de realizar esta actividad. La intención en los puntos de control (Subestaciones generalmente) es adquirir y manipular las grandes magnitudes de corriente y voltaje del lado de alta tensión (con el objeto de Medición y Protección) para garantizar un flujo continuo de potencia hacia los centros de consumo. Para lograr el control se requiere que las magnitudes sean reducidas y así que ofrezcan una facilidad de manejo inherente en su aplicación. Ahora aprovechando los desarrollos en magneto óptica y electrónica se ha conseguido que un efecto estudiado desde hace unos 150 años tenga una aplicación real y simple que vaya acorde a la tendencia de la tecnología digital. La fibra óptica como parte fundamental de la transmisión de señales y los diseños modernos de los transformadores ópticos hacen evidente características técnicas superiores, tales como inmunidad a la interferencias electromagnéticas, menores pérdidas, mayor ancho de banda, menor peso entre muchas otras ventajas. El presente trabajo de grado pretende abarcar el tema de los transformadores de medida con sensores ópticos para medición de voltaje y corriente del lado de alta tensión en subestaciones de potencia, primero explicando los fenómenos físicos sobre los cuales se desarrollaron tales transformadores que son los efectos electro-ópticos y magneto-ópticos (Pockels y Faraday) y las diversas aplicaciones en el campo de la industria transmisora de potencia eléctrica (centrales generadoras de potencia eléctrica y subestaciones de energía eléctrica). Este crecimiento acelerado de la tecnología y sus características de ser de peso liviano y pequeño, costo relativamente bajo y bajo consumo de potencia han estimulado el desarrollo de los dispositivos Electro-Ópticos apropiados para las redes de potencia y las líneas de transmisión de alta tensión. Sus ventajas comparadas con los transformadores de instrumentación de medida convencionales, incluyen: la inmunidad de interferencia electromagnética, la no saturación, mayor precisión y exactitud de las medidas.



Teniendo en cuenta las ventajas de ésta tecnología respecto a la convencional se resaltará el cambio de la configuración del control de la parte de alta tensión de una subestación convencional (aunque automatizada). Posteriormente se hará un análisis económico teniendo en cuenta el reemplazo de los transformadores de medida convencionales por los transformadores de medida ópticos, para observar si es viable o no el proyecto, este es un punto fundamental para la toma de decisiones de la empresa operadora de la subestación. Se espera que el resultado del proyecto arroje una alternativa atractiva para las empresas propietarias u operadoras de subestaciones de alta tensión.



1. EFECTOS FARADAY Y POCKELS

1.1 Historia del Efecto Faraday El 13 de Septiembre del año 1845 descubrió Michael Faraday el denominado efecto Faraday. Este efecto consiste en la desviación del plano de vibración de la luz linealmente polarizada al atravesar un material transparente sometido a la acción de un campo magnético intenso. En este descubrimiento, Faraday interactúo el magnetismo y la luz. Todo esto le llevó a proponer una teoría unificada, según la cual todas las fuerzas de la naturaleza (gravitación, electricidad, magnetismo) se reducen a una sola. Faraday descubrió el efecto magneto-óptico gracias a una pieza de vidrio boro silicato de plomo que colocó encima de los polos de un electroimán. Cuando pasaba la luz polarizada a través del cristal y establecía el campo magnético, observó que el plano de polarización de la luz cambiaba. Había tratado este experimento con otros materiales: aire, cristal, vidrio ordinario, etc., pero ninguno producía este efecto.

1.2 Definición Efecto Faraday: En la Figura 1, se observa el Efecto Faraday. Este efecto consiste en tomar un haz de luz no polarizada con un ángulo, es decir la dirección del campo magnético es variable a través del tiempo. Este haz de luz ordinario pasa a través de un polarizador y se convierte en luz polarizada propagándose linealmente dentro de un material cualquiera que se encuentra bajo la influencia de un campo magnético H, generado por la corriente eléctrica. La luz polarizada rota dependiendo de la intensidad del campo magnético. Al salir la luz polarizada del material, lo hará con un ángulo de polarización diferente al que entra y se expresa así:

∫= dlVHf .φ (1)

donde V es la constante de verdet del material óptico y la longitud de interacción y H es el campo magnético . Cuando la trayectoria cerrada, la ecuación (1) se convierte en:

∫= HdlVfφ (2)

la expresión (2), por la Ley de Ampere se convierte en:



VNIf =φ (3) donde N es el número de vueltas que la luz da alrededor del sensor, en amperios es la corriente eléctrica a ser medida. Esta ecuación es válida cuando el ángulo de polarización de la luz es lineal. Figura 1. Efecto Faraday

Fuente. hppt:\\www.nxtphase.com\pdfs\NXCT-EPRI-hight-voltage-applications.pdf

1.2.1 Polarización de la luz Un haz de luz ordinario está constituido por un gran número de ondas emitidas por los átomos o moléculas de las fuentes de luz. Cada átomo produce una onda electromagnética que se compone de un campo eléctrico y otro magnético que vibran perpendicularmente entre sí en un plano que a su vez es perpendicular a la dirección de propagación de la luz. A esto se llama polarización de la luz. El campo eléctrico que constituye la luz puede mantenerse paralelo a sí mismo, rotar de manera regular o hacerlo de forma caótica. En el primer caso (paralelo a sí mismo) se dice que la luz está linealmente polarizada y la dirección del vector campo eléctrico se llama dirección o plano de polarización. En el segundo caso (rotar regularmente) se dice que la luz está circularmente polarizada si el módulo del campo eléctrico se mantiene constante, o elípticamente polarizada cuando no es así. En el tercer caso (rotar caóticamente) se dice que la luz no está polarizada, o bien es luz natural. Existen diferentes dispositivos capaces de alterar el estado de polarización de la luz, a estos dispositivos se les llama polarizadores. Los polarizadores que producen luz



linealmente polarizada son polarizadores lineales y la dirección en la que polarizan la luz se llama eje o plano de transmisión. Uno de los polarizadores más comunes y prácticos es el polarizador dicroico. Este instrumento es un polarizador lineal y por tanto, tiene la propiedad de producir luz linealmente polarizada cuando un haz de luz pasa a través de él. Figura 2. Polarización de la luz

Fuente.hppt://virtual.umanizales.edu.co/física/electromagneto/fem/fem.html/lainducción electromagnética

1.3 Definición del Efecto Pockels “Optoelectrónico” El efecto Pockels electro-óptico se fundamenta en la birrefringencia que representan algunos cristales ópticos cuando se someten aun fuerte campo eléctrico. Básicamente consiste en lo siguiente, cuando un haz de luz linealmente polarizado pasa por un cristal electro-óptico una de las componentes de la luz paralela al campo se mueve más lentamente que la luz perpendicular al campo eléctrico, este desfase de ángulo entre los dos componentes de la luz se convierte la luz en elípticamente polarizada, este

Campo Magnético

Campo Eléctrico



desfase de ángulo es detectado luego con un analizador, convirtiendo los cambios de ángulo en variaciones de intensidad lo cual es fácil de leer. El ángulo de rotación viene expresado representado por la siguiente expresión:

kVn 30

0

2⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ Π=

λφ

(5) Siendo: λo = longitud de onda de la señal luminosa en el vacío. n0

3 = índice de refracción normal de la luz. k = constante electroóptica de proporcionalidad. v = tensión eléctrica. Figura 3. Efecto Pockels.

Fuente. hppt:\\www.nxtphase.com\pdfs\NXVT-EPRI-hight-voltage-applications.pdf El efecto Pockels se produce solamente en cristales desprovistos de centros de simetría tales como los óxidos de Bismuto de Silicio, LiNO3, LiTaO3,. Además de la rareza de los materiales empleados, estos captadores presentan piezoelectricidad e influencia de la temperatura que distorsionan la medida.



Figura 4. Captador óptico o transformador óptico Fuente. hppt:\\www.arteche.com Si el elemento sensor se corresponde con un cristal óptico de constante de Verdet elevada (vidrio FLINT, etc.) el captador se denomina extrínseco. En el caso de utilizar fibra óptica como elemento sensor, el captador recibe el nombre de intrínseco. Uno de los aspectos más críticos de los sistemas de medida basados en el efecto Faraday es el control preciso de los ángulos de polarización de la luz incidente y la transmitida. Otro es la influencia en el estado de polarización de la luz de factores como la temperatura, reflexiones en las caras del cristal, influencia de las otras fases, y en el caso de la fibra óptica, de imperfecciones en la sección.



2. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y VOLTAJE CONVENCIONALES

Durante el transporte de la energía eléctrica se originan pérdidas que dependen de su intensidad. Para reducir estas pérdidas se utilizan tensiones elevadas, con las que, para la misma potencia, resultan menores intensidades. Por otra parte es necesario que en el lugar donde se aplica la energía eléctrica, la distribución se efectúe a tensiones más bajas y además se adapten las tensiones de distribución a los diversos casos de aplicación. La preferencia que tiene la corriente alterna frente a la continua radica en que la corriente alterna se puede transformar con facilidad. La utilización de corriente continua queda limitada a ciertas aplicaciones, por ejemplo, para la regulación de motores. Sin embargo, la corriente continua adquiere en los últimos tiempos una significación creciente, por ejemplo para el transporte de energía a tensiones extraaltas. Para transportar energía eléctrica de sistemas que trabajan a una tensión dada a sistemas que lo hacen a una tensión deseada se utilizan los transformadores. A este proceso de cambio de tensión se le "llama transformación".

2.1 Transformadores de Medida Convencional Un transformador es un dispositivo para convertir energía eléctrica de un nivel de voltaje a energía eléctrica de otro nivel de voltaje mediante la acción de un campo magnético. El transformador cumple un papel de extrema importancia en la vida moderna, pues posibilita la transmisión económica de energía a largas distancias. Cuando se aplica un voltaje variable al primario de un transformador, se produce un flujo en el núcleo, como lo indica la ley de Faraday. El flujo variable en el núcleo induce un voltaje en el devanado secundario. Puesto que los núcleos de los transformadores tienen muy alta permeabilidad, la fuerza magnetomotriz neta requerida por el núcleo para producir su flujo es muy pequeña. Este hecho conlleva a la relación de corrientes del transformador. Un transformador real tiene flujos dispersos que únicamente atraviesan los devanados primario o secundario, pero no los dos. Además, hay pérdidas de energía por histéresis, corrientes parásitas en el cobre. Estos hechos son tenidos en cuenta en el circuito equivalente del transformador. Las imperfecciones de un transformador real se miden por su regulación de voltaje y su eficiencia.



2.2 Transformador de Corriente Los transformadores de corriente toman corriente de la línea y la reducen a un nivel seguro y medible, para las gamas normalizadas de instrumentos, aparatos de medida, u otros dispositivos de medida y control. La figura muestra el diagrama de un transformador de corriente típico. El transformador de corriente consta de un devanado secundario enrollado alrededor de un anillo de material ferromagnético en que la línea a medir actúa como primario y atraviesa el centro del anillo. El anillo ferromagnético capta y concentra una pequeña muestra del flujo de la línea primaria. Este flujo induce una tensión y una corriente en el devanado secundario. Figura 5. Transformador de corriente

Fuente. Stephen J. Chapman, Máquinas eléctricas tercera edición, página 145. En un transformador de corriente ideal, la corriente secundaria es directamente proporcional a la corriente primaria más grande y puede proveer una muestra precisa de la corriente de la línea, para propósitos de medida. Los valores nominales de los transformadores de corriente se definen como relaciones de corriente primaria a corriente secundaria. Unas relaciones típicas de un transformador de corriente podrían ser 600/5, 800/5, 1000/5. Los valores nominales de los transformadores de corriente son de 5 A y 1 A.



2.2.1 Características particulares de transformadores de corriente El primario de estos transformadores se conecta en serie con la carga, y la carga de este transformador esta constituida solamente por la impedancia del circuito que se conecta a él. El secundario se conecta con el circuito de medida o protección, y deben ser capaces de soportar las sobrecorrientes que se presentan. Carga o prestación del transformador de corriente es la potencia (o impedancia) que el transformador debe tener en su circuito secundario, manteniéndose en su clase de precisión (error de relación y error de ángulo). La prestación debe ser adecuada a la carga que el transformador alimenta, en la carga se deben incluir los instrumentos, y los cables de conexión desde los transformadores a los instrumentos. Es importante responder a la pregunta de cual es la función del transformador de corriente, si este alimenta dispositivos de medición, son muy importantes sus características en estado permanente, en el campo de la corriente nominal. Si en cambio el transformador alimenta dispositivos de protección es importante su comportamiento transitorio, su comportamiento en el rango de sobrecorrientes que se presentan en fallas. Cuando se presentan estas sobrecorrientes el transformador debe actuar en forma distinta según cual sea la función (medida y protección), puede ser interesante que el transformador se sature bajo efectos de la sobrecorriente, de manera de proteger los instrumentos que se encuentran alimentados por el, en este caso se falsea la medición, lógicamente esta característica es indeseada si se alimentan protecciones. Surge entonces un concepto, un transformador de medición debe saturar cuando se presentan sobrecorrientes, y uno de protección en cambio debe reflejar correctamente la corriente, no saturarse con valores de varias veces la corriente nominal. En el estado actual de la técnica, todavía los transformadores son con núcleo magnético, y tienen características ligadas esencialmente a las características del hierro. El circuito equivalente del transformador de corriente es en esencia el mismo que se estudia para el transformador de potencia, pero debe notarse que el transformador de corriente trabaja con inducción variable (con la corriente que por el circula, en otras palabras la tensión entre bornes es variable). La precisión del transformador esta ligada a la menor corriente derivada por el brazo de excitación, cuando por el aumento de corriente se supera el codo de saturación la precisión cae, el transformador se satura. Si se varia la carga aumentándola, mas impedancia, se alcanzara la tensión de saturación con menor corriente, y viceversa. Surgen entonces algunos conceptos muy importantes en la aplicación de los transformadores de corriente, si estos están destinados a la medición deben estar cargados lo justo, si están menos cargados que su prestación no saturaran en forma que se espera, si están mas cargados perderán precisión.



Para un núcleo de protección en cambio si se carga menos se extenderá su campo de acción en el que la saturación no se nota. Las normas definen en consecuencia las características que tienen relación con estas condiciones de funcionamiento. Factor de seguridad para los núcleos de medida es la relación entre la corriente nominal de seguridad y la corriente nominal primaria. Corriente nominal de seguridad, es el valor de la corriente primaria (indicado por el fabricante) para el cual la corriente secundaria (multiplicada por la relación de transformación) es inferior en cierto porcentaje (10%) al valor eficaz de la corriente primaria. El transformador debe estar cargado con su prestación nominal. Esto mismo dicho en otras palabras es: con la corriente que corresponde al factor de seguridad el error debe ser suficientemente elevado. La pregunta natural es: cuanto es importante esta característica? Según que aparatos estén conectados al secundario del transformador de medición será mas o menos importante su saturación, y consiguiente limitación de la corriente, si los aparatos de medición son resistentes a elevadas sobrecargas (sobrecorrientes), o están realizados para soportarlas sin dañarse, esta característica no es importante en absoluto. Cuando en cambio debe cuidarse la integridad de los dispositivos de medición, y en particular delicados registradores de diseños mas bien antiguos, se hace indispensable lograr la correcta saturación del transformador de corriente. Con esta premisa se comprende que esta característica actualmente, con instrumental de medición moderno con gran capacidad de sobrecarga ha perdido importancia. Cuando se desean hacer mediciones de corrientes transitorias (por ejemplo inserciones de transformadores de potencia, o durante cortocircuitos) será importante que el error en el rango de corrientes elevadas no sea grande, y entonces no es correcto conectarse a un transformador de medición que se satura, y falsea la medida. Factor limite de precisión es el valor mas elevado de la corriente primaria a la cual el transformador debe satisfacer las prescripciones correspondientes al error compuesto. Las características eléctricas principales del transformador de corriente son:

La relación de transformación, que debe elegirse entre valores normales. La prestación, potencia en VA que el aparato puede alimentar con su corriente

nominal, y a la que se refieren otras características. Tensión nominal, aislamiento Sobrecorriente permanente Sobrecorriente térmica Resistencia electrodinámica



Son interesantes ciertas características que están relacionadas con la forma constructiva o características de detalle del aparato. Puede ser necesario que el transformador tenga varias relaciones de transformación, esto puede lograrse por cambio de conexión en el primario, o por derivaciones adecuadas en el secundario, y la solución adoptada afecta la forma del arrollamiento y sus características de saturación. La forma de los transformadores puede ser con varias espiras primarias o de barra pasante, una sola espira primaria. Otras características tienen que ver con la saturación, el comportamiento magnético del transformador, sus corrientes limites de precisión. Al variar la carga del transformador varia su limite de precisión, o su punto de saturación. En la evaluación de la carga intervienen los cables y los instrumentos. Por su función los transformadores (sus núcleos) se clasifican en medición y protección. El primer análisis que debe hacerse es para que sirve la medición, si es útil para las mediciones en estado permanente, puede ser conveniente la saturación, al ocurrir una falla la elevada corriente de falla, será transferida al secundario limitada por los efectos de la saturación, y esto será conveniente, se reducirán las solicitaciones transitorias de los circuitos secundarios, se identifica entonces el factor de seguridad. Para la protección, la necesidad de hacer una buena medición en transitorio hace que sea en cambio útil la buena proporcionalidad de la magnitud, al menos durante el tiempo en que la protección lo requiere para garantizar su buena actuación . Se plantean problemas de la distancia, medición, influencia del cable en la prestación, instrumentos, carga de lastre. Problemas de la conexión residual, la variación de la carga del núcleo según sea la corriente con o sin componente homopolar. La selección de la corriente nominal, la influencia de la corriente de cortocircuito, unificación de valores, error de medición, influencia de la carga reducida.



2.2.2 Circuito equivalente El circuito equivalente de un transformador de corriente es el siguiente:

Figura 6. Circuito equivalente transformador de corriente

Fuente.hppt://zeus.dci.udiobio.cl/electricidad/transformador/transformadores_de_medida.html Donde: Yo: admitancia de excitación. Z2: Impedancia de carga. Zeq: Impedancia equivalente referida al secundario. La inducción normal máxima en el Fe es muy baja, para trabajar linealmente y producir perdidas magnéticas despreciables (la corriente de excitación "Io" es muy pequeña). La impedancia equivalente referida al secundario coincide prácticamente, con la impedancia de dispersión del secundario dado que el primario suele ser solo una barra.

1/a * I1 = Io + IL donde

Io = Uo (Zeq2 + ZL) IL Luego

1/a * I1 = Uo (Zeq2 + ZL) IL+ IL

1/a * I1 = [Uo (Zeq2 + ZL) +1] + IL



Por lo tanto

IL/ I1 = 1/ [Uo(Zeq2 + ZL) +1] * 1/a Obsérvese que la razón de transformación IL/ I1 difiere de 1/a en el coeficiente

1 / [Uo(Zeq2+ ZL) +1]. Como este factor es un número complejo existe la presencia de un error de ángulo y un error de fase.

2.2.3 Clases de Precisión Para medición: Se define como el máximo error de intensidad admisible para la clase de precisión especificada a la corriente nominal. Los valores normalizados para los transformadores de corriente que se utilizan en medición son:

IEC : 0.1 – 0.2 – 0.5 – 1 – 3 – 5 %

ANSI: 0.3 – 0.6 – 1.2 % Para Protección: La clase de precisión para protección está definida como el máximo error compuesto admisible para la corriente primaria límite preescrita para la clase de precisión concerniente. La forma de expresar la precisión varía según sea la norma utilizada. 2.2.3.1 Según Norma IEC

El máximo error compuesto puede ser cinco porciento (5%) o diez porciento (10%). La especificación completa de la precisión se estipula de la siguiente forma:

Porcentaje de precisión – P – Límite de la corriente primaria.



La letra P se incluye para indicar que es un núcleo para la protección. Además es necesario especificar la capacidad del transformador. Así por ejemplo:

10P20 30 VA

Significa un error máximo del diez porciento (10%) a 20 veces la corriente primaria cuando el transformador está cargado con 30 VA. En las normas actuales, en cuanto al funcionamiento en sobreintensidad, 5P equivale a “s” y 10P a “n”, pero a su vez, a 5P corresponde un error de intensidad de ± 1% a In, y a 10P corresponde un error de intensidad de ± 3% a In.

Norma IEC 60.044-1 (1996) Transformadores de intensidad

2.2.3.2 Según Norma ANSI

El máximo error compuesto de diez porciento (%) para todos los transformadores de protección. La precisión es descrita por dos símbolos que describen la capacidad de los transformadores de corriente como sigue: La letra C o T C: indica que la relación de transformación puede ser calculada. Por lo general cubre todos los transformadores de corriente del tipo buje y en los que el flujo de dispersión tiene un efecto despreciable en el cálculo de la relación. En otras palabras los que tiene devanados secundario uniformemente distribuido. T: indica que la relación de transformación debe ser determinada por pruebas. Cubre el tipo devanado y cualquier otro que tenga altos flujos de dispersión.

Norma IEEE/ANSI C57.13 (1993) Transformadores de medida



2.2.4 Precauciones de seguridad

El devanado secundario siempre debe estar cortocircuitado antes de desconectar la carga. Si se abre el circuito secundario con circulación de corriente por el primario, todos los amperevueltas primarios son amperevueltas magnetizantes y normalmente producirán una tensión secundaria excesivamente elevada en bornes del circuito abierto. En efecto, la mayoría de los relés y otros aparatos que utilizan la corriente de transformadores de corriente tienen un enclavamiento cortocircuitado que se debe cerrar antes que el relé pueda ser removido para inspección o ajuste. Sin este enclavamiento, aparecerán voltajes altos muy peligrosos en los terminales del secundario, cuando el relé sea retirado de sus puntos de conexión. Todos los circuitos secundarios de los transformadores de medida deben estar puestos a tierra; cuando los secundarios del transformador de medida están interconectados; solo debe ponerse a tierra un punto. Si el circuito secundario no esta puesto a tierra, el secundario, se convierte, de hecho, en la placa de media de un condensador, actuando el devanado de alta tensión y tierra como las otras dos placas.

2.2.5 Pérdidas de energía en un núcleo ferromagnético

En vez de aplicar una corriente continua a los devanados dispuestos sobre el núcleo, se aplica una corriente alterna para observar qué ocurre. Dicha corriente se muestra en al figura 7. Suponga que el flujo inicial en el núcleo es cero. Cuando se incrementa la corriente por primera vez, el flujo sigue la trayectoria ab, dibujada en la figura 8. Sin embargo, cuando la corriente decrece, el flujo representado en la curva sigue una trayectoria diferente de la seguida cuando la corriente iba en aumento. Cuando la corriente va decreciendo, el flujo en el núcleo sigue la trayectoria bcd y, más tarde, cuando la corriente se incrementa de nuevo, el flujo sigue la trayectoria deb. Nótese que la cantidad de flujo presente en el núcleo depende no sólo de la cantidad de corriente aplicada a los devanados del núcleo, sino también de la historia previa del flujo presente en el núcleo. Esta dependencia de la historia previa del flujo y el seguir una trayectoria diferente en la curva, se denomina histéresis. La trayectoria bcdeb descrita en la figura 8, que representa la variación de la corriente aplicada, se denomina curva o lazo de histéresis.



Figura 7. Curva de corriente

Fuente. Stephen J. Chapman. Máquinas eléctricas. Tercera edición. Página 27. Figura 8. Curva de histéresis

Fuente. Stephen J. Chapman. Máquinas eléctricas. Tercera edición. Página 27. Las pérdidas por histéresis en el núcleo de hierro corresponden a la energía requerida para reorientar los dominios durante cada ciclo de corriente alterna aplicada al núcleo. Se puede mostrar que el área encerrada comprendida en la curva de histéresis formada al aplicar corriente alterna. Cuanto menores sean las variaciones de la fuerza magnetomotriz aplicada al núcleo, el área de la curva de histéresis será menor y serán más pequeñas las pérdidas resultantes. En la figura se muestra este hecho.



Figura 9. Pérdidas de energía

Fuente. Stephen J. Chapman, Máquinas eléctricas, Tercera edición, página 30. También hay otros tipos de pérdidas, causadas también por la variación del flujo en el núcleo: las pérdidas por histéresis y las pérdidas por corrientes parásitas. Las pérdidas por histéresis y las pérdidas por corrientes parásitas ocasionan calentamiento en los núcleos y se deben tener en cuenta en el diseño de cualquier máquina o transformador. Puesto que estas pérdidas ocurren dentro del metal del núcleo, se agrupan en el nombre de pérdidas en el núcleo.

2.3 Transformador de Potencial En sistemas de potencia se utilizan dos transformadores de ejecución especial para hacer mediciones. Uno de ellos es el transformador de potencial y el otro es el transformador de corriente. Un transformador de potencial tiene devanados especiales: el primario para alto voltaje y el secundario para bajo voltaje. Este transformador tiene muy baja capacidad de potencia y su único propósito es tomar la tensión del sistema para mostrarlo a los instrumentos que lo monitorean. Dado este propósito, el transformador debe ser muy exacto para que no distorsione en forma apreciable los verdaderos valores de voltaje. Se pueden adquirir transformadores de varias clases de exactitud, dependiendo de cuánta exactitud deben tener las lecturas para determinada aplicación. El enrollado primario de un transformador de potencial se conecta en paralelo con el circuito de potencia y en el secundario se conectan los instrumentos o aparatos de protección.



2.3.1 Características particulares de los transformadores de tensión

El transformador cumple un papel de extrema importancia en la vida moderna, pues posibilita la transmisión económica de energía eléctrica a largas distancias. Cuando se aplica un voltaje al primario de un transformador, se produce un flujo en el núcleo, como lo indica la ley de Faraday. El flujo variable en el núcleo induce un voltaje en el devanado secundario Estos se conectan en derivación, entre fases (en tensiones bajas y medias) o entre fase y tierra cualquiera sea la tensión. La conexión fase tierra es muy útil, ya que entrega tensiones que permiten reconstruir tanto las tensiones simples como las compuestas, mientras que las tensiones obtenidas de las conexiones fase no permiten reconstruir las tensiones fase tierra, y bajo circunstancias especiales (por ejemplo cuando se desea conocer el contenido armónico) es importante poder conocer las tensiones simples. En ciertos casos se considera como mas económica la solución con dos transformadores conectados en V, aunque esto es cierto la economía no debe buscarse en diseños que generan posibles dificultades futuras de trabajo, es mas lógico que el esfuerzo económico se haga en otras direcciones (quizás cuestionándose si no es posible realizar menos puntos de medición, pero los que se hacen deben ofrecer solución a todo problema que pueda aparecer). Los transformadores de tensión funcionan prácticamente a tensión constante, a inducción constante, y no presentan efectos de saturación tan notables como los transformadores de corriente. La tensión nominal primaria coincide con la tensión nominal del sistema, o si conectados fase tierra será la tensión nominal del sistema sobre raíz de 3. La prestación del transformador no esta condicionada a la carga que efectivamente se alimentara. Debe observarse que en cambio la precisión de la medida puede ser afectada por los cables de conexión (sección y longitud) y la corriente que por ellos circula, cantidad de aparatos que alimentan. Es entonces conveniente separar los circuitos por sus funciones en un lugar próximo al núcleo. Como en la red se pueden presentar condiciones de sobretensión en relación al estado del neutro de la red, y la presencia de fallas, el transformador debe soportar estas situaciones. Factor de tensión es la relación respecto de la tensión nominal primaria, del valor mas elevado de tensión con el cual se pretende que el transformador satisfaga prescripciones de calentamiento, y otras eventuales prescripciones.



Esta característica esta asociada al tiempo de funcionamiento (limitado o no) y se selecciona teniendo en cuenta la forma de conexión del arrollamiento primario y la condición del neutro de la red. Las características eléctricas principales del transformador de potencial son:

Relación de transformación. Prestación. Sobretensiones permanentes, fallas. Transformadores de tipo inductivo y capacitivo. Caída en los cables, error. Aprovechamiento para algún servicio auxiliar.

2.3.2 Circuito equivalente

Figura 10. Circuito equivalente transformador de tensión

Fuente.hppt://zeus.dci.udiobio.cl/electricidad/transformador/transformadores_de_medida.html Los transformadores de potencial se comportan en forma similar a un transformador convencional de dos bobinas. Por lo tanto el circuito equivalente referido al secundario es el siguiente. Zeq2 = Impedancia equivalente, referida al secundario. ZL = Impedancia del instrumento (voltímetro, similar). V2 = Tensión secundaria que deberá ser fiel reflejo de la primaria. Y0 » 0



La ecuación de malla en el secundario es:

V1/V2 = ILZeq2 +V2 IL = V2/Z2 Por lo tanto

V1/V2 = (Zeq2/ZL + 1) * a

Se observa que la razón de transformación V1/V2 difiere de a en el coeficiente:

(Zeq2 / ZL + 1) Debido a que ese valor es un número complejo, se observa que existe un error de magnitud y un error de fase. Finalmente con esta normalización los transformadores de potencial se designan por la clase de precisión y la letra correspondiente a la carga normalizada para la cual se garantiza la precisión. En un transformador designado 0,6W, el error máximo de la relación de transformación no sobrepasa un 0,6% de la razón nominal, con un factor de potencia 0,1 y al variar la tensión entre 10% más y 10% menos de la nominal.

2.3.3 Clases de precisión Las normas definen la clase de precisión como el porcentaje de error límite a la tensión y capacidad nominal especificados para la clase de precisión correspondiente. Las clases de precisión de transformadores de potencial son, según las normas IEC y ANSI. 2.3.3.1 Según Norma IEC

IEC: 0.1 – 0.2 – 0.5 – 1 – 3 % para medida y 3 – 6 para protección.

Norma IEC 60.044-2 (1997) Transformadores de tensión




ANSI: 0.3 – 0.6 – 1.2 % para cualquier propósito.

Norma IEEE/ANSI C57.13 (1993) Transformadores de medida



3. TRANSFORMADORES DE MEDIDA ÓPTICOS

En los últimos 15 años, los sensores actuales ópticos han recibido la atención significativa por un número de grupos de investigación alrededor del mundo como dispositivos de voltaje y corriente de medida para la generación siguiente, con objeto de sustituir transformadores de corrientes con núcleo de hierro en la industria de la energía eléctrica. Los sensores actuales ópticos traen las ventajas significativas que son mayor conductividad de energía y ligeros, que pueden permitir para diseños mucho más simples del aislamiento y del montaje. Además, los sensores ópticos no sufren de histéresis y no proporcionan una gama dinámica y una respuesta de frecuencia mucho más grandes que el núcleo de hierro en los transformadores de corriente. A continuación se describe el principio de operación de los transformadores de medida ópticos basados en los fenómenos Pockels y Faraday.

3.1 Principio de Operación del Transformador de corriente En la figura 11, se muestra un haz de luz de entrada que es linealmente polarizado por medio del polarizador de entrada, el cual tiene su eje de transmisión, orientado a 45 grados; luego este haz de luz entra al material de Faraday, el cual se encuentra sometido aún fuerte campo magnético haciendo activo el material óptico. Dependiendo de la intensidad H del campo magnético, el plano de polarización de la luz o azimut φF va a rotar proporcional al campo H o a la corriente que genera al campo H, y por medio del analizador el cual tiene su eje de transmisión orientado a - 45 grados el plano de polarización se convierte en variaciones de intensidad. La intensidad de la luz que es detectada después de salir de analizador está dada por:

I = (I0/2). (1 + Sen φF) (4)



Figura 11. Esquema de detección que utiliza fibra óptica Fuente. Revista Mundo Eléctrico Vol.17. Enero-Marzo del año 2003. Página 100. Un tema común de muchos de los sensores actuales ópticos es que trabajan en el principio del efecto de Faraday. El flujo de corriente en un conductor induce un campo magnético, que, con el efecto de Faraday, rota el plano de la polarización de la luz que viaja en una trayectoria de detección que cerca el conductor. La ley de Amperes garantiza que si la luz es uniformemente sensible al campo magnético todo a lo largo de la trayectoria de detección, y la trayectoria de detección define un lazo cerrado, entonces la rotación acumulada del plano de la polarización de la luz es directamente proporcional a flujo de corriente en el alambre incluido. El sensor es insensible a todos los campos magnéticos externamente generados tales como esos creados por las corrientes que fluyen en alambres próximos. Una medida de la rotación del estado de polarización rinde así una medida de la corriente deseada.

3.1.1 Transductor Magneto-Óptico - MOCT Este transductor actual óptico pasivo utiliza la luz para medir exactamente la corriente en sistemas de alto voltaje. Es conveniente para el uso al aire libre y tiene una gama actual de medida exacta menos de 5 A a 2000 A usando el mismo sensor. La exactitud de medida excede la clase 0,2 por excedente del IEC 60044-1 una gama de banda ancha. Para retransmitir usos, el sistema proporciona la reproducción exacta de la forma de onda a través de 100 kA.

H

Luz sin Polarizar Detector A -45P 45

Sensor



El transductor óptico (MOCT) provee una salida análoga en baja tensión en proporción directa lineal a la corriente que pasa por el sensor. Esta salida puede ser utilizada por cualquier equipo electrónico de medición o proporción que haya sido adaptado para aceptar la entrada a la misma tensión.

Tabla 1. Datos breves del funcionamiento del transductor óptico Voltajes de sistema: 72.5 – 800 kV: Nivel de aislamiento: 350 – 2050 kV Frecuencia: 10 Hz a 6kHz Corriente primaria: hasta 2000 A. Corriente secundaria 1A. Exactitud: excede la clase 0,2 (IEC 60044-1) Fuente.hppt:\\zeus.dci.udiobio.cl\electricidad\transformador\transformadores_de_medida.html

3.1.1.1 Características y ventajas del MOCT:

• Gama actual de medida primaria ancha a partir de 4000 amperios a menos de 5 amperios.

• Exactitud de medida clase 0.2 de IEC, por encima del rango de medición más completo.

• Reproducción exacta de la forma de onda a través de 100 kA. • Ningún requisito para el sistema del aislamiento de aceite o de gas. • Seguridad mejorada sin el mecanismo para la falla o apertura del secundario. • Un tamaño perceptiblemente más pequeño y un peso más ligero que el aceite o el

equipo aislado SF6. • Aislamiento total de las oleadas para los medidores y los relés basados en

microprocesadores. • Dispositivo cero de la carga que puede apoyar los medidores múltiples y los relés.



Figura 12. Sensor de corriente

Fuente.hppt:\\www.nxtphase.com\pdfs\NXCT-EPRI-optical-ct-for-hight-current-applications.pdf

3.1.2 Clases de precisión 3.1.2.1 Según Norma IEC

Para medición: Clase 0.2

Para protección: Clase 5P

IEC 185: Transformadores de corriente ópticos 3.1.2.2 Según Norma ANSI


Para protección: 10%



3.2 Principio de Operación del Transformador de Potencial Un ejemplo del efecto Pockels es el sensor de voltaje o tensión, que se muestra a continuación:

Figura 13. Principio de operación transformador de tensión

Fuente.hppt:\\www.nxtphase.com\pdfs\NXVT-EPRI-optical-ct-for-hight-voltage- applications.pdf

3.2.1 Transductor Electro-óptico de Voltaje - EOVT Este transductor óptico pasivo de voltaje utiliza la luz para medir exactamente voltaje en líneas de energía de alta tensión. Esta medida resuelve los requisitos de exactitud de la clase 0,2 para medir según lo definido en el IEC y se utiliza como entrada a los sistemas electrónicos de medición y/o de retransmisión.



3.2.1.1 Construcción General. El EOVT, el sensor óptico funciona en una atmósfera SF6 contenida en un buje compuesto que consiste en una ayuda del tubo de la fibra de vidrio y vertientes del caucho de silicón. La luz se transmite a los (EOVT) sensores en el alto voltaje de un módulo de electrónica en la casa del control de la subestación. La luz pasa a través del sensor de EOVT y se vuelve a la casa del control. El módulo electrónico en la casa del control procesa la señal ligera del EOVT y proporciona una salida análoga nominal de 120 voltios. Las conexiones entre el EOVT que detecta unidades en la casa de la subestación y el módulo de electrónica en el control están vía el cable de fibra óptica. 3.2.1.2 Ventajas.

• No se utiliza ningún divisor capacitivo y la línea completa para voltaje a tierra se aplica a través del sensor de EOVT.

• Este diseño permite que la medida verdadera del voltaje sea realizada para la exactitud y la estabilidad posible más altas.

• Estos transformadores son más livianos y pequeños que los transformadores convencionales de voltaje.

• La eliminación del aislamiento de proporciona seguridad realzada y los costos de mantenimiento son reducidos.

3.2.2 Clases de precisión 3.2.2.1 Según Norma IEC



IEC 186: Transformadores de voltaje ópticos






3.3 Transductor de corriente y voltaje combinado óptico El sensor actual óptico de marca Nxtphase substituye los transformadores de corriente convencionales y trae un nuevo nivel de la exactitud a la detección actual sobre la gama del 1A(rms) a 63kA(rms), a partir 115 kilovoltios a 765 kilovoltios. El sensor se basa en el sistema óptico del girocompás de la fibra de marca Honeywell que tiene una reputación confiada en para la exactitud y la confiabilidad en las industrias aeronáuticas y del espacio para los usos comerciales y militares. El sensor puede ser montado en un aislador polimérica avanzada, o autobús montado con un aislador de la suspensión para traer la fibra óptica a la tierra. El tamaño y el peso reducidos comparado al equipo convencional permite la colocación en subestaciones compactas, o en los usos de la modificación donde el espacio puede ser limitado. La amplia gama dinámica significa el NXCVT se satisface particularmente a las plantas mercantil independientes que exigen exactitud extrema en el drenaje de la salida de los plenos poderes y del servicio de la estación.

3.3.1 Ventajas del transductor combinado para la transmisión y distribución de energía:

• La exactitud para uso general de la medición y de la protección el diseño de NXCT permite que las medidas sean hechas con la exactitud posible más alta y estabilidad.

• Estos equipos de medición tienen mejores clases de precisión que los

transformadores de medida convencionales, en la norma IEC de 0.2% y la norma ANSI/IEEE de 0.3 %.

• El NXCT también excede exactitud de la clase 5P del IEC permitiendo que el

mismo dispositivo sea utilizado para los usos de medidores de la retransmisión y de la utilidad, eliminando la necesidad de transductores medidores y de retransmisiones separados del instrumento.

• La reproducción exacta de la forma de onda de la alta anchura de banda de la

corriente continua a 10kHz permite el análisis de la calidad de los plenos poderes de armónicos y de transientes sin limitaciones.

• El diseño de éstos equipos son seguros, ya que son menos probables de fallas

catastróficos y de riesgo de personal de mantenimiento a través de la explosión o de los circuitos secundarios abiertos peligrosos se reduce o se elimina.



• El mantenimiento es muy bajo. El NXCT no tiene ningún componente activo en el potencial de la línea que elimina la necesidad de interrupciones costosas de mantener la electrónica. Puesto que no hay aceite o papel de aislamiento no hay procedimientos de mantenimiento complejos.

• Tecnología para medidores de corriente y tensión dentro de una unidad

monofásico que es ligera y compacta de tamaño.

Figura 14. Transformador de corriente y de tensión óptico

Fuente. hppt/www.abb.com/abbzh289.nsf El tamaño reducido y la exactitud creciente de los transformadores convencionales en relación con los transformadores ópticos de corriente y de voltaje hacen el diseño particular satisfecho para la adición del rédito que mide a las subestaciones existentes donde el espacio puede ser un premio.

3.4 Mantenimiento de los transformadores ópticos Los sensores no convencionales pueden o no pueden representar un aumento en mantenimiento, pero causan ciertamente un cambio en el tipo de funciones del mantenimiento realizadas. Que los sensores pasivos están en un ambiente aislado de aire de la subestación (AIS), es posible que eliminen virtualmente todo el mantenimiento en el nivel del aislador de alto voltaje. Ambos sensores actuales del de voltaje han estado sin aceite o SF6. Los aisladores son típicamente poliméricos más bien que la porcelana y la



línea viva que se lava en ambientes contaminados pueden ser eliminadas. Además, los sensores no convencionales son mucho menos probables de fallas catastróficos y de riesgo al personal de mantenimiento de la subestación a través de la explosión o de los circuitos secundarios abiertos peligrosos se reduce o se elimina. Tan en el extremo de alto voltaje, los departamentos del mantenimiento pueden contar con solamente cambios positivos. En el edificio del control, un nivel de la complejidad se introduce que nunca ha estado presente de los sensores convencionales. El cambio hacia la electrónica y la fibra óptica hace necesario las funciones y las habilidades del mantenimiento que no fueron requeridas previamente. Estas habilidades, sin embargo, se necesitan en una subestación moderna sin importar si los sensores sean convencionales o no convencionales. La tendencia se está moviendo ya hacia comunicaciones de la red y electrónica avanzada. El grado de entrenamiento y de educación requeridos dependería a un grado grande de cómo los fabricantes hacen bien en la puesta en práctica amistosa del mantenimiento de sus productos. Esto incluye la capacidad de diagnóstico que permite la detección rápida de problemas con medios convenientes de la rectificación con el entrenamiento mínimo. El producto es una variable importante en la ecuación del mantenimiento. Una puesta en práctica mantenimiento amistosa también requiere la documentación bien preparada para la instalación, la operación, y el mantenimiento. Si los sensores son diseñados bien, documentados bien y apoyados bien por el fabricante, una cantidad moderada de entrenamiento adicional es toda se requiere que la reinstrucción completa del personal no será necesaria.



4. ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL COORDINADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN CHICALÁ Un sistema de control es un conjunto formado por los dispositivos de medida, indicación, registro y señalización, la regulación, el control manual y automático, y los relés de protección que protegen y ayudan a gobernar un sistema de potencia. La función principal de un sistema de control es supervisar, controlar y proteger la transmisión y distribución de energía eléctrica y asegurar la continuidad y calidad del servicio durante contingencias. Una subestación de alta tensión está por lo general dividida, desde el punto de vista del control de la misma en tres sectores: el primero, conformado por los equipos de patio (seccionadores, interruptores, transformadores de corriente y tensión), se denomina nivel de campo. Un segundo nivel, nivel de control de bahía, conformado por elementos intermedios que dependerán de la tecnología de control de la subestación (numérica o convencional) como lo son: armarios de reagrupamiento, unidades controladoras de bahía y todos aquellos elementos encargados de las funciones asociadas a las bahías tales como: control, supervisión, enclavamientos, regulación de voltaje, protección y medición. Y un nivel superior, nivel de control de subestación, a través del cual se realizan las tareas de supervisión, maniobras y control llevado a cabo por las labores diarias de los operadores, relacionado con la subestación, comunicación, y manejo de los servicios auxiliares. A continuación se habla del sistema de control de Chicalá, ya que para el proyecto propuesto se cambia los muticonductores de cobre por cable de fibra óptica para el enlace con los equipos de medida ópticos.

4.1 Filosofía del Sistema de Control

4.1.1 Control 115 kV El sistema de control digital de la subestación Chicalá consiste en una integración total entre los sistemas de control y protección de tal manera que se tenga un control integrado y “no ciego”. Para el efecto se aprovechan las características de lógica programable de los relés SEL y en su programación se tuvo en cuenta, para el control, toda la información que las funciones de protección puedan dar. Así por ejemplo una orden de cierre es una ecuación booleana en donde se supervisa si una función de bajo voltaje o sobrevoltaje está excitada o no. Para programar este control en los relés fue necesario cablear las



posiciones de todos los equipos de corte (al igual que los mandos de pulsadores) y los mandos a bobinas y a los contactos de entrada y salida de los relés. Básicamente el esquema de control de los módulos de 115 kV consiste en usar los mismos relés de protección como elementos del control digital. Así para cada módulo de línea, el relé SEL 311 es el controlador principal habiendo un control redundante en el relé SEL 351. En el caso de los módulos de transformador, el control principal se hizo en el relé SEL 387 con redundancia en el SEL 351. La redundancia se hizo mediante lógica complementaria pues mientras los contactos normalmente abiertos se llevan a un relé (el 351), los normalmente cerrados van al principal. En el esquema de control de los módulos de 115 kV, la subestación se divide en dos mitades (línea y transformador cada uno) de tal forma que por cada mitad haya un concentrador de comunicaciones SEL 20/30. Así el módulo de la línea Salitre va con el transformador D1, mientras la línea Colegio va con el D2. Las ordenes que envíe el operador vía interfaz hombre-máquina, son recibidos por el relé concentrador (SEL 20/30) y canalizadas hacia los relés del módulo correspondiente donde dan origen al procesamiento de la ecuación booleana correspondiente y la acción del relé en consecuencia. En resumen: La lógica de control y los enclavamientos son observados y procesados directamente en los relés. En el sistema supervisorio (interfaz hombre- máquina) solo se envía el mensaje (orden) al relé y si su lógica programada lo permite, dará la orden correspondiente accionando de sus contactos de salida. La figura 15 muestra esquemáticamente el sistema de control de los módulos de 115 kV de la subestación. Bajo esas condiciones el sistema de control y protección del sistema de 115 kV de la subestación se compone de:

Cuatro relés SEL 351 Dos relés SEL 311 Dos relés SEL 20/30 Tres relés SEL 387 (Incluyendo el diferencial de barras) Sistema supervisorio (interfaz hombre-máquina) Intouch de WonderWare residente

en el computador tipo PC. NOTA: El sistema de monitoreo y gestión de protecciones reside también (como núcleo central) en el computador, pero su funcionamiento y puerto serial son independientes del sistema de control.



Figura 15. Sistema de control de los módulos de 115 kV de la subestación.

Fuente. Autor proyecto de grado

4.1.2 Control 11.4 kV Para el control de las celdas de 11.4 kV es utilizado un PLC y módulos remotos de entrada y salida on/off a 125 V DC. El PLC recibe vía sus módulos remotos de entrada y salida las posiciones de los interruptores de las celdas de 11.4 kV y las envía por red Ethernet a la interfaz hombre-máquina. Los comandos remotos viene por el mismo medio y una vez recibidos por el PLC son enviados a los módulos remotos de salida donde eléctricamente van a unos relés repetidores para que, con sus contactos, accionen los interruptores.



4.1.3 Mediciones Al sistema supervisorio llegan señales de corrientes, voltajes y potencias de los distintos módulos. En el caso de los módulos de 115 kV las señales se originan en los propios relés SEL (311, 351,387) y vía concentrador de comunicaciones SEL 20/30 llegan al computador y en consecuencia a la IHM y al Centro de Control. Para los datos de 11.4 kV hay una red Modbus de transductores que recolecciona todas las medidas de cada una de las celdas y que, posteriormente, utilizan el medio Ethernet que llegan al computador. En consecuencia en la IHM y en el Centro de Control se dispone de las medidas de corriente, voltaje, potencias y distorsión armónica de cada uno de los alimentadores de 11.4 kV. Los medidores de precisión de 115 kV también forman una red Modbus y van (por vía Ethernet) a la IHM.

4.2 Sistema de comunicaciones en la subestación Tal como se observa en la figura 15, hay un centro de comunicaciones que es el computador. En el caso de los módulos de 115 kV la subestación se divide en dos. El centro de comunicaciones de cada mitad es un relé SEL 20/30. A cada relé SEL 20/30 llegan por comunicación, las señales de cada relé de protección. La comunicación entre los relés de protección y el concentrador de comunicaciones SEL 20/30 se realiza mediante protocolo SEL ASCII/BINARY. El SEL 20/30 envía las señales recibidas (también hay ruta en sentido contrario) de las protecciones al computador por protocolo Modbus. En consecuencia la comunicación entre un SEL 20/30 y el computador se hace en Modbus por conexión directa entre un puerto Modbus del SEL 20/30 (tiene solo tres puertos Modbus) y un puerto serial del computador Com 1 o Com 2 según el caso. En el caso de 11.4 kV, el PLC hace las veces de concentrador de comunicaciones. Al PLC llegan, eléctricamente, las señales de las celdas y vía comunicación las envía al computador. El medio que utiliza esta comunicación PLC – Computador es el Ethernet. El protocolo es Gec-Fanuc Ethernet. Dado que se utiliza Ethernet la comunicación entre PLC y Computador no son directas sino que del PLC va a un Hub y del Computador también va al Hub. Aprovechando el Hub de la red Ethernet, las señales de las redes Modbus de los transductores y medidores de precisión se convierten a Ethernet mediante un convertidor serial - Ethernet y una vez convertidas se envían al Hub. Para salir (y llegar del) al Centro de Control la IHM utiliza un software OPC adecuado para el protocolo IEC 870-5-101. El OPC maneja uno de los puertos de red del computador y vía serial (Com 4 del Computador).



Figura 16. Sistema de comunicaciones de la subestación


4.2.1 Interfaz hombre-máquina El sistema de control coordinado de la subestación Chicalá tiene por núcleo una interfaz hombre-máquina IHM residente en el computador de la subestación (el cual se ubica en la sala de control). Esta interfaz hombre-máquina se comunica con los elementos controladores y medidores de la subestación por medio de dos puertos seriales y por la tarjeta Ethernet. Igualmente se comunica con el Centro de Control. La IHM opera en ambiente Windows 2000 y es un sistema supervisorio desarrollado e implementado sobre la plataforma IN-TOUCH de WonderWare. El sistema supervisorio maneja las comunicaciones con los elementos controladores y medidores de la subestación mediante el uso de drivers (también suministrados por WonderWare) que leen, de los puertos seriales y de red, la información correspondiente. Adicionalmente envía (el sistema supervisorio) los mandos recibidos del operador o Centro de Control que escriben, mediante los drivers, en los puertos correspondientes (ver dibujo de Arquitectura del control coordinado anexo). Para la comunicación con el Centro de Control el sistema



supervisorio se comunica por software con un OPC para el protocolo IEC 870-5-101. Este OPC deja (y recibe) la información en un puerto serial (Com4) el cual la enruta hacia el terminal del Centro de Control. Los responsables del Centro de Control deben llegar a este puerto. Los drivers leen y escriben en los puertos de acuerdo con el protocolo de comunicación a utilizar entre el computador y el concentrador de comunicaciones o controlador correspondiente. Así para los puertos Com1 y Com2 que se comunican con los concentradores de comunicación SEL 20/30, responsables del control de los módulos de 115 kV, el driver es de Modbus. Para el PLC que es el responsable del control de las celdas de 11.4 kV el driver es Gec-Fanuc). Para los transductores y medidores el driver son igualmente de Modbus (ya que la información se recibe por medio de Ethernet en protocolo TCP/IP –Modbus). La interfaz hombre-máquina propiamente dicha se realiza mediante despliegues desarrollados en la plataforma IN-TOUCH y con ayuda de controles ActiveX. En estos despliegues (o diagramas) los objetos gráficos (como son los símbolos de interruptores, seccionadores, barras etc.) y sus propiedades se asocian a variables de campo que son enviadas (después de leer los puertos correspondientes) al sistema supervisorio por los drivers vía al protocolo interno de Windows DDE. En consecuencia cuando se produce un cambio en el estado de un elemento de la subestación (por ejemplo la apertura de un interruptor) la IHM cambia la propiedad color del símbolo asociado a ese elemento (interruptor). Los despliegues de la IHM están divididos, conceptualmente, en cuatro: Por un lado están los diagramas unifilares donde se muestra toda la información del estado de los elementos (mediante símbolos y colores) en forma interconectada. En estos diagramas se presentan menús que permiten ir a otros despliegues. Hay dos diagramas unifilares. Uno, es de la parte de 115 kV en donde figura el barraje (con color rojo si está energizado y verde de lo contrario) y los dos módulos de línea (con interruptor y seccionadores) y los dos módulos de transformador (con los interruptores, seccionadores, transformador e interruptores de 11.4 kV). El otro diagrama unifilar corresponde a las celdas de 11.4 kV. Para poder controlar (envía comandos de apertura y cierres) es necesario entrar al segundo tipo de diagramas denominados pantallas de módulo. En ellos el operador envía un comando de apertura o cierre de un elemento de corte mediante señalización con el Mouse y si el evento es aceptable, según la lógica de enclavamientos, el sistema supervisorio envía (vía protocolo DDE) un mensaje al driver correspondiente quien escribe en el puerto asociado en el protocolo adecuado para que así llegue la orden al



concentrador de comunicaciones quien se encarga de transmitir la orden al relé correspondiente. Así por ejemplo en el caso de un comando de cierre de un interruptor de una línea de 115 kV, la señal llega en protocolo Modbus al concentrador de comunicaciones SEL 20/30 correspondiente quien, a su vez, envía una señal binaria (por medio del protocolo SEL Binary Fast Operate Command) a los relés SEL 311 y SEL 351 del módulo quienes envía la orden al interruptor una vez efectuada, por los mismos relés, una verificación de los enclavamientos. El tercer tipo de despliegues son los de información específica de cada módulo como medidas de potencias y corrientes etc. Estas medidas se actualizan permanentemente y se envían a otros programas (por ejemplo Excel) por medio de controles ActiveX. El cuarto tipo de despliegues son los que coleccionan eventos, alarmas y tendencias. Ellos son puramente informativos. Se muestran los siguientes despliegues que presenta la interfaz hombre-máquina. Figura 17. Diagrama unifilar de la subestación




Figura 18. Celdas del transformador 1

Fuente. Autor proyecto de grado Figura 19. Celda de 11.4 kV del transformador 1




Figura 20. Pantalla módulo de la línea Salitre

Fuente. Autor proyecto de grado Figura 21. Pantalla módulo línea transformador 1




Figura 22. Pantalla módulo línea transformador 2

Fuente. Autor proyecto de grado Figura 23. Pantalla de 11.4 kV transformador 1 y 2




Figura 24. Medidas de la línea Salitre

Fuente. Autor proyecto de grado Figura 25. Medidas línea transformador 1




Figura 26. Número de operaciones línea Colegio

Fuente. Autor proyecto de grado Figura 27. Número de operaciones línea Salitre




Figura 28. Número de operaciones transformador 1

Fuente. Autor proyecto de grado Figura 29. Número de operaciones transformador 2




Figura 30. Reposición de operaciones línea Colegio

Fuente. Autor proyecto de grado Figura 31. Reposición de operaciones línea Salitre




Figura 32. Reposición de operaciones línea transformador 1

Fuente. Autor proyecto de grado Figura 33. Reposición de operaciones línea transformador 2




Figura 34. Tendencias línea Colegio

Fuente. Autor proyecto de grado Figura 35. Tendencias línea Salitre




Figura 36. Tendencias línea transformador 1

Fuente. Autor proyecto de grado Figura 37. Tendencias línea transformador 2




Figura 38. Idea general del sistema de protección

Fuente. Departamento gestión de datos Codensa

Tablero de Control

Línea Colegio Línea Salitre

Celda de 11.4 kV

TB011A/B/C

B1-115 kV

TC011A/B/C

TC02A/B/C

TC031A/B/C TC041A/B/C

56 MVA

387

351

2012 2022

351

2032 2042



Figura 39. Lista de materiales para la subestación actual Fuente. Autor del Proyecto de Grado Lista de Materiales:

1. Transformadores convencionales de corriente (uno por fase) 2. Transformadores convencionales de tensión (uno por fase) 3. Tableros de medida 4. GPS (Concentradores) 5. Transformador de potencia (56 MVA) 6. Descargadores de sobretensión 7. Cableado 8. Cables multiconductores 9. Obra civil

Línea Colegio

311

351

kW Kwh A

387

Línea Salitre

D12022 2012

56 MVA



5. ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL PROPUESTO DE LA SUBESTACIÓN CHICALÁ CON LOS EQUIPOS DE MEDIDA ÓPTICOS

En los sistemas convencionales de protección, medición, control y supervisión para subestaciones de alta tensión, el desempeño de la diversas funciones ha sido tradicionalmente realizado por equipos y componentes discretos. La interconexión entre dichos equipos y los sistemas primarios de alta tensión, para su correcto funcionamiento, siempre han implicado un gran trabajo de ingeniería, cableado, montaje y puesta en servicio. Actualmente, la tecnología de control numérico ha reducido notablemente el número de componentes distintos o equipos, lo cual ha aumentado la disponibilidad del sistema y ha reducido los costos asociados al mismo. Adicionalmente, el uso de redes LAN (“Local Area Network”) de alta velocidad para la transmisión de datos ahorra de manera considerable el volumen de cableado, y permite, gracias a su inmunidad a las interferencias electromagnéticas (en el caso de la fibra óptica) su utilización lo más cerca posible del proceso primaria. Los desarrollos en ésta área, aprovechando las nuevas tecnologías han logrado una reducción significativa de espacio físico requerido para la instalación de los sistemas de protección, control y supervisión. Así como una significativa reducción en la cantidad de cable utilizado. Lo cual influye directamente en una reducción en los costos del proyecto, mejoras en la operación, reducción y planificación del mantenimiento y brindan una serie de beneficios que representan ventajas importantes a la hora de compararlos con los sistemas convencionales.

5.1 Sistema de comunicaciones en la subestación Tal como se observa en la figura 40, hay un centro de comunicaciones que es el computador. En el caso de los módulos de 115 kV la subestación tiene un centro de comunicaciones que es un relé SEL 20/30. Al relé SEL 20/30 llegan por comunicación, las señales de cada relé de protección. La comunicación entre los relés de protección y el concentrador de comunicaciones SEL 20/30 se realiza mediante protocolo SEL ASCII/BINARY. El SEL 20/30 envía las señales recibidas (también hay ruta en sentido contrario) de las protecciones al computador por protocolo Modbus. En consecuencia la comunicación entre un SEL 20/30 y el computador se hace en Modbus por conexión directa entre un puerto Modbus del SEL 20/30 (tiene solo tres puertos Modbus) y un puerto serial del computador Com 1 o Com 2 según el caso.



En el caso de 11.4 kV, el PLC hace las veces de concentrador de comunicaciones. Al PLC llegan, eléctricamente, las señales de las celdas y vía comunicación las envía al computador. El medio que utiliza esta comunicación PLC – Computador es el Ethernet. El protocolo es Gec-Fanuc Ethernet. Dado que se utiliza Ethernet la comunicación entre PLC y Computador no son directas sino que del PLC va a un Hub y del Computador también va al Hub. Aprovechando el Hub de la red Ethernet, las señales de las redes Modbus de los transductores y medidores de precisión se convierten a Ethernet mediante un convertidor serial - Ethernet y una vez convertidas se envían al Hub. Para el control de las celdas de 11.4 kV es utilizado un PLC y módulos remotos de entrada y salida on/off a 125 V DC. El PLC recibe vía sus módulos remotos de entrada y salida las posiciones de los interruptores de las celdas de 11.4 kV y las envía por red Ethernet a la interfaz hombre-máquina. Los comandos remotos viene por el mismo medio y una vez recibidos por el PLC son enviados a los módulos remotos de salida donde eléctricamente van a unos relés repetidores para que, con sus contactos, accionen los interruptores. Para salir (y llegar del) al Centro de Control la IHM utiliza un software OPC adecuado para el protocolo IEC 870-5-101. El OPC maneja uno de los puertos de red del computador y vía serial (Com 4 del Computador).



Figura 40. Comunicaciones y señales




Figura 41. Disposición General

Fuente. Autor proyecto de grado La disposición general de la arquitectura de control para el proyecto propuesto se compone de:

Dos bahías de línea (Línea Colegio y Línea Salitre) Dos bahías de transformador Centro de control Un GPS Un gateway Dos relés SEL 351 Dos relés SEL 387



Figura 42. Disposición física de las fibras ópticas


Aquí se observa que se reemplazan los multiconductores de cobre por fibras ópticas que están conectados a los equipos de medida ópticos como los transformadores combinados de corriente y de voltaje. Allí éstas fibras van hacia el centro de control de la subestación de Chicalá – Codensa, transportando las señales de luz.



Figura 43. Lista de materiales para la subestación propuesta LISTA DE MATERIALES PARA LA SUBESTACIÓN PROPUESTA

1. Obra civil 2. Enrutador fibra óptica 3. Transformador de corriente y tensión combinado 4. Fibra óptica y accesorios 5. Cableado 6. Mantenimiento

Fuente. Autor proyecto de grado Fuente. Autor proyecto de grado

Línea Colegio

TC011A/B/C

387

311

HUB

351

Gateway



6. ESTUDIO ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA CONVENCIONAL Y ÓPTICA

En su aplicación más básica, la evaluación financiera mide la rentabilidad que un determinado proyecto genera para un determinado agente, para así poder tomar una decisión sobre la bondad de ejecutarlo o participar en él. Por supuesto, el proyecto no puede evaluarse aisladamente. Su análisis debe basarse en una comparación entre los ingresos que genera y aquellos que podrían recibirse si los recursos se invirtieran en su mejor uso alternativo. Es decir, es necesario evaluar la rentabilidad de cualquier inversión a la luz del costo de sacrificar las oportunidades de utilizar el dinero para llevar a cabo otras inversiones, o sea, del costo de oportunidad del dinero. La evaluación financiera se realiza a través de la presentación sistemática de los costos y beneficios financieros de un proyecto, los cuales se resumen por medio de un indicador de rentabilidad, que se define con base en un criterio determinado. Así el proyecto podrá compararse con otros, para luego tomar una decisión respecto a la conveniencia de realizarlo. La evaluación tiene entonces dos grandes pasos:

• La sistematización y presentación de los costos y beneficios en el flujo de fondos; y

• El resumen de estos costos y beneficios en un indicador que permita

compararlos con los otros proyectos. Este paso consiste en el descuento

•

• intertemporal y el cálculo de un parámetro de evaluación, con el fin de señalar la rentabilidad del proyecto.



Figura 44. Diagrama Unifilar ducto fibra óptica

150 m

Línea Colegio Línea Salitre

Tablero de control



Fuente. Departamento gestión de datos Codensa

6.1 Comparación de costos de las tecnologías Convencional y óptica En éste capítulo se quiere demostrar la viabilidad y rentabilidad del proyecto de grado, para ver si en el futuro se implementa ésta nueva tecnología óptica que poco tiempo tiene en el mercado latino. Para hacer el estudio económico de éstas tecnologías se selecciona los ingresos y costos para el proyecto propuesto para calcular el flujo de caja neto, la TIR, el CAE, el análisis de sensibilidad y otros parámetros. TECNOLOGÍA CONVENCIONAL

0. Costo GPS 1. Costo multiconductores 2. Costo transformadores de corriente convencional 3. Costo transformadores de potencial convencional 4. Costo obra civil canaletas 5. Costo tablero de medida 6. Vida útil 7. Pérdidas de energía

TECNOLOGÍA ÓPTICA

1. Costo transformadores ópticos 2. Costo fibras ópticas y acoples 3. Enrutador de fibras 4. Costo de mantenimiento 5. Vida útil



Tabla 2. Costos Tecnología Convencional

Item Unidad Costo/Unit Cantidad Total pesos Vida útil

GPS 1 3.000.000 4 12.000.000 20 años

Multiconductor m 9500 750 m 7.125.000 20 años CTs 1 20.000.000 12 240.000.000 20 años PTs 1 20.000.000 3 60.000.000 20 años

Tablero de medida

1 112.000.000 1 112.000.000 20 años

Obra Civil 1 50.000.000 1 50.000.000 20 años Cableado 1 - - 5.000.000 20 años

Pérdidas de Energía

1 250 24.637 kWh

6.159.375 20 años

Mantenimiento 1 600.000 12 7.200.000 20 años Fuente. Departamento gestión de datos Codensa Los costos de la tecnología convencional se obtuvo a través de una lista de precios de la subestación de Chicalá, suministrada por Codensa y Seringel Ltda, quién como contratista construyó la obra civil de la subestación. Se escogió para el estudio económico el tiempo de vida útil de 20 años, ya que los transformadores de medida convencional eso es lo que duran y además el proyecto está estimado y calculado para ese tiempo.

NOTA: la tasa representativa del mercado actual (4-05-04) es de 2670.92 pesos, a los cuales se hacen los costos.

6.2 Cálculos de costos de la tecnología convencional Para hallar las pérdidas de energía se realizaron los siguientes cálculos: Se asumió el precio del kWh aún costo de 250 pesos.

millaAWGondsistenciaC /410Re Ω=

mR /0025.0 Ω=



mañosañohorasfasesmenergíaPérdidasde 750*20*/8760*3*/0025.0*)5( 2 Ω=

hkWhkWenergíaPérdidasde /250*/5.24637=

pesosenergíaPérdidasde 375.159.6=

Tabla 3. Costos Tecnología Óptica

Item Unidad Costo/unidad Cantidad Total pesos

Vida útil

Fibra óptica y

accesorios m 20.000 150 3.000.000 40 años

Enrutador Fibra óptica

1 5.000.000 1 5.000.000 40 años

CT´s y PT´s combinados

1 20.000.000 12 240.000.000 40 años

Mantenimiento 1 83.333 12 1.000.000 40 años Tablero de

medida 1 - - 0 40 años

Obra civil 1 20.000.000 1 20.000.000 40 años Cableado 1 - - 2.000.000 40 años

Pérdidas de energía

1 - - 0 40 años

Fuente. Empresas de fibra óptica y accesorios Los costos de la fibra ópticas, accesorios, tableros de medida, bandejas para fibras ópticas de la tecnología óptica se obtuvo de empresas como: Consistelco, D.U.P Ingeniería Eléctrica Ltda., Anixter, Energex, GZ Ingeniería, DAGA S.A, entre otras. El precio de los transformadores de medida ópticos, se obtuvieron de la empresa NXTPHASE por medio de vía e-mail. Ellos colaboraron con los precios de éstos equipos con un cierto nivel de inexactitud debido al temor de la competencia pirata.



6.3 Flujo de caja neto

Tabla 4. Flujo de caja neto

0 1 2 3 4 5 6 7 8 20

INGRESOS:

Ahorro por mantenimiento conv. 7.000.000 7.000.000 7.000.000 7.000.000 7.000.000 7.000.000 7.000.000 7.000.000 7.000.000 Ahorro por pérdidas de energía 6.159.375 6.159.375 6.159.375 6.159.375 6.159.375 6.159.375 6.159.375 6.159.375 6.159.375 Venta de equipos tecn. Convenc. 218.062.500 Valor de salvamento 27.000.000 Total de Ingresos 218.062.500 13.159.375 13.159.375 13.159.375 13.159.375 13.159.375 13.159.375 13.159.375 13.159.375 40.159.375 COSTOS: Inversión 270.000.000 Mantenimiento tecn óptica 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 Total de costos 270.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 Flujo de caja neto: -51.937.500 12.159.375 12.159.375 12.159.375 12.159.375 12.159.375 12.159.375 12.159.375 12.159.375 39.159.375

NOTA: en la tabla se muestra el flujo de caja neto del año 0 hasta el año 8, porque los datos son los mismos para los siguientes años excepto el año 20; por su valor de salvamento.



NOTA: El valor de la inversión inicial del proyecto propuesto es alto comparado con los costos del proyecto de la tecnología convencional. En el flujo de carga no se observará esto ya que hay equipos y materiales del proyecto convencional que se reutilizan en otras subestaciones y éste dinero es de utilidad para la etapa de inversión del proyecto propuesto.

Equipos tecnología convencional: GPS: 12.000.000 Multiconductores: 7.125.000 CTs: 240.000.000 PTs: 60.000.000 Tablero de medida: 112.000.000 Cableado: 5.000.000 Suma: 436.125.000 % Venta de quipos Convencionales. 5 Total: 218.062.500

Inversión del proyecto propuesto: Fibra óptica y accesorios: 3.000.000 Enrutador fibra óptica: 5.000.000 CTs y PTs combinados: 240.000.000Obra civil: 20.000.000Cableado: 2.000.000 Suma: 270.000.000% Valor de Salvamento: 10 Total: 27.000.000



1. Se Halla el valor presente (Vp), de cada año, para luego calcular el VPN; con un TIO del 12% Tabla 5. Cálculo Vp, con una TIO del 12%

VP 0: -51.937.500 VP 1: 10.856.584,82 VP 2: 9.693.379,305 VP 3: 8.654.802,951 VP 4: 7.727.502,635 VP 5: 6.899.555,924 VP 6: 6.160.317,789 VP 7: 5.500.283,74 VP 8: 4.910.967,625 VP 9: 4.384.792,523

VP 10: 3.914.993,324 VP 11: 3.495.529,753 VP 12: 3.121.008,708 VP 13: 2.786.614,918 VP 14: 2.488.049,034 VP 15: 2.221.472,352 VP 16: 1.983.457,457 VP 17: 1.770.944,158 VP 18: 1.581.200.141 VP 19: 1.411.785,84 VP 20: 4.059.525,729

VPN: 41.685.268,73

2. Cálculo de la TIR (Tasa DE interés de Retorno):

TIR: 23%

( )niVfVp+

=1



3. Factor de Anualidad:

FACTOR DE ANUALIDAD: 7.469443624 El VPN representa el valor presente de los beneficios netos después de haber recuperado las sumas invertidas en el proyecto y sus correspondientes costos de oportunidad. Por lo tanto, un VPN igual a cero no significa que no haya beneficios, sino que los beneficios alcanzan tan solo a compensar el capital invertido y su costo de oportunidad. Un VPN negativo no necesariamente implica que no hay ingresos netos positivos, sino que ellos no alcanzan a compensar los costos de oportunidad de dejar de lado las alternativas de inversión; en tal caso, será más rentable invertir en el proyecto. Asimismo, un valor presente neto positivo como el resultado que se obtuvo del 41.685.268 para una TIO del 12%, implica que el proyecto arroja un beneficio aún después de recuperar el dinero invertido y cubrir el costo de oportunidad de las alternativas de su inversión. Por consiguiente, se deduce que el VPN puede llevar a la toma de decisiones sobre invertir o no en el proyecto. El criterio para la toma de decisiones es el siguiente: Si VPN > 0, el proyecto es atractivo y debe ser aceptado; Si VPN < 0, el proyecto no vale la pena ya que hay alternativas de inversión que arrojan mayor beneficio; Si VPN = 0, es indiferente realizar el proyecto o escoger las alternativas, puesto que arrojan el mismo beneficio.

( )i

iualidadFactordeAn

n ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

+−

=1

11



4. Cálculo del CAE (Costo Anual Equivalente): Para calcular el CAE, se necesita hallar el VP de costos para cada año y luego se calcula el VPN de los costos Tabla 6. Cálculo Vp de costos, con una TIO del 12%

VP 0: 270.000.000 VP 1: 892.857,1429 VP 2: 797.193,8776 VP 3: 711.780,2478 VP 4: 635.518,0784 VP 5: 567.426,8557 VP 6: 506.631,1212 VP 7: 452.349,2153 VP 8: 403.883,228 VP 9: 360.610,025

VP 10: 321.973,2366 VP 11: 287.476,1041 VP 12: 256.675,0929 VP 13: 229.174,1901 VP 14: 204.619,8126 VP 15: 182.696,2613 VP 16: 163.121,6618 VP 17: 145.644,3409 VP 18: 131.511,0551 VP 19: 115.425,0325 VP 20: 103.666,7651

VPN: 7.469.443,624

( )niVfVp+

=1



CAE: 1.000.0000 El CAE, es un parámetro de comparación entre diferentes proyectos. Es una anualidad. Son las cuotas anuales de un proyecto. LA TIR, que arrojó el proyecto es del 23% y es muy rentable, se recupera el dinero más rápido a lo que está estipulado el proyecto.

6.4 Análisis de Sensibilidad En el análisis de sensibilidad, la idea básica es congelar todas las variables excepto una y analizar posteriormente qué tan sensibles son las estimaciones del VPN ante los cambios en esa variable. Si la estimación del VPN resulta ser muy sensible ante cambios relativamente pequeños en el valor potencial de algún componente de los flujos de efectivo de los proyectos, el riesgo de la preparación de pronósticos asociado con esa variable será alto.

lidadFactorAnuasVPNdeCostoCAE =



1. Se calcula el valor presente (Vp) para cada año, después se halla el VPN con una tasa de interés del 8%:

Tabla 7. Cálculo Vp de costos, con una TIO del 8%


VP 10: 5.632.143,319 VP 11: 5.214.947,518 VP 12: 4.828.655,109 VP 13: 4.470.976,953 VP 14: 4.139.793,475 VP 15: 3.833.142,106 VP 16: 3.549.205,654 VP 17: 3.286.301,531 VP 18: 3.042.871,788 VP 19: 2.817.473,878 VP 20: 8.401.573,709

VPN: 73.237.837,73

( )niVfVp+

=1







VPN: 55.595.491,81

( )niVfVp+

=1







VPN: 30.560.194,57

( )niVfVp+

=1






VP 10: 2.756.330,941 VP 11: 2.376.147,363 VP 12: 2.048.402,899 VP 13: 1.765.864,568 VP 14: 1.522.297,041 VP 15: 1.312.325,036 VP 16: 1.131.314,686 VP 17: 975.271,2809 VP 18: 840.751,1043 VP 19: 724.785,4327 VP 20: 2.012.222,344

VPN: 21.540.907,13

( )niVfVp+

=1






VP 10: 1.963.806,947 VP 11: 1.636.505,789 VP 12: 1.363.754,824 VP 13: 1.136.462,354 VP 14: 947.051,9613 VP 15: 789.209,9677 VP 16: 657.674,9731 VP 17: 548.062,4776 VP 18: 456.718,7313 VP 19: 380.598,9428 VP 20: 1.021.435,225

VPN: 7.977.815,511

( )niVfVp+

=1






VP 10: 1.414.797,882 VP 11: 1.140.966,034 VP 12: 920.133,898 VP 13: 742.043,4661 VP 14: 598.422,1501 VP 15: 482.598,5082 VP 16: 389.192,3453 VP 17: 313.864,7946 VP 18: 253.116,7698 VP 19: 204.126,4273 VP 20: 530.154,0072

VPN: -1.593.810,273

( )niVfVp+

=1



7. Gráfica tasa de interés de oportunidad (TIO%) vs Valor presente neto (VPN): Tabla 13. Datos tasa de interés vs Valor presente neto:

TIO (%) VPN

8 73.237.837 10 55.595.492 12 41.685.268 14 30.560.194 16 21.540.907 20 7.977.815 24 -1.593.810



Figura 45. Análisis de sensibilidad

Fuente. Autor del proyecto de grado

Se observa que si la tasa de interés de oportunidad del dinero es del 23%, el VPN del proyecto es igual a cero. De allí, se sabe que la TIR del proyecto es del 23%. Ello significa, que el proyecto arroja un VPN positivo para tasas de oportunidad inferiores al 23%. Por el contrario, si la tasa de oportunidad es superior a la TIR, el proyecto no es atractivo porque no se compensan dichos costos de oportunidad.



7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Al utilizar fibra ópticas en la subestación de Chicalá, se reducen drásticamente los multiconductores de cobre. Por lo tanto la emisión de datos son más exactos. Al implementar fibras ópticas en la subestación de Chicalá-Codensa, permite reducir la influencia electromagnética producida por los cables de cobre de control. El diseño del sistema de control, comunicación y señales de la subestación de Chicalá, cambió con la aplicación de tecnologías ópticas. Ya que se reducen los multiconductores de cobre, el espacio físico de la subestación, tablero de medida, etc,. Los transformadores ópticos de corriente y voltaje no necesitan mantenimiento alguno, como los transformadores convencionales de corriente y voltaje. Ya que éstos últimos sufren de saturación en su núcleo magnético. El proyecto es viable para la implementación en un futuro cercano de nuevas subestaciones con ésta tecnología; ya que los costos de los equipos ópticos se reducen drásticamente comparados con los equipos convencionales. Al inicio del proyecto el costo es bastante alto con los transformadores de medida ópticos, pero a medida del tiempo se va observando que da mayor rentabilidad al proyecto. Con los transformadores de medición ópticos tiene una gran ventaja hacia los convencionales, ya que éstos primeros equipos poseen la posibilidad de combinar un transformador de corriente con un transformador de tensión, llamados equipos de medida combinados. Por lo tanto se compra un solo equipo y sirve para dar dos medidas y además el espacio físico se reduce aún más. Al utilizar ésta tecnología óptica la obra civil, el cableado, el mantenimiento y las pérdidas de energía son mínimas. La TIR es, entonces, un valor “crítico” de la tasa de interés de oportunidad. Señala la tasa de rentabilidad generada por los fondos invertidos asumiendo que los frutos de la inversión (los frutos netos positivos del proyecto) se reinvierten en el proyecto, o sea, se mantienen “internos” al proyecto. El resultado de la TIR en el estudio económico es de un 23 % para éste proyecto, lo cual significa que es muy bueno ya que se recupera el dinero muy pronto en poco tiempo. El valor de la tasa de interés de oportunidad en el punto donde la relación cruza el eje horizontal es la TIR.



En el análisis de sensibilidad se observa que si la tasa de interés de oportunidad es superior a la TIR, el proyecto no es atractivo porque no se compensa dichos costos de oportunidad. El VPN puede llevar a la toma de decisiones sobre invertir o no en el proyecto, ya que si el VPN es positivo implica que el proyecto arroja un beneficio aún después de recuperar el dinero invertido y cubrir el costo de oportunidad de las alternativas de su inversión. Por ésta razón el proyecto propuesto es viable.



BIBLIOGRAFÍA Agulló-López, F., J. M. Cabrera y F. Agulló-Rueda, Electroopctics: Phenomena, Materials and Applications. Academia Press, London, 1994. Blinov, L. M., Electrooptical and Magnetooptical Properties of Liquid Crystals. J. Wiley & Sons, New York, 1983. De Gennes, P. G., The Physics of Liquid Crystals. Clarendon Press, Oxford, 1975. Guenter, R., Modern Optics. J. Wiley & Sons, New York, 1990. http://www.selinc.com/sel-mbit.html http://www.nxtphase.com//pdfs/NXCT-EPRI-optical-ct-for-higt-voltage-applications.pdf http://www.abb.com/global/abbzh289.nsf http://www.arteche.com http://virtual.umanizales.edu.co/fisica/electromagnet/fem/fem.html/lainducción electromagnética http://zeus.dc.udiobio.cl/electricidad/transformadores/transformadores_de_medida.html http://usuarios.lycos.es/Fibra_Optica IEEE. High Voltaje Current Transformer. November 2001. IEEE. Optical Voltaje Transducer. September 2001. IEEE. Reprinted with permission from January 2002. Kaminov, I.P., An Introduction to Electrooptic Devices. Academic Press, New York, 1974. Karen Marie Mokate. Evaluación Financiera de Proyectos de Inversión. Universidad de los Andes. Facultad de Economía. Centro de Estudios sobre desarrollo Económico. Banco Interamericano de Desarrollo. Mansuripur, M., The Physical Principles of Magneto-optical Recording. 2 vols., Cambridge University Press, Cambridge, 1995. Revista Transmission & Distribution Word. Developments in Subs tation Integration and Automation. March 2002. Volumen 54. Revista No 45. Mundo Eléctrico 2001.



Ross Westerfield Jordan. Fundamentos de Finanzas Corporativos. Mc Graw Hill. Quinta edición. Stephen J. Chapman. Máquinas eléctricas. Mc Graw Hill. Tercera edición. Serway. Física Moderna. Mc Graw Hill. Tercera edición. Timothy. J., Photonics Spectra p.45, jul 1984. Yari, A. Y P. Yeh, Optical Waves in Cristal. J. Wiley & Sons, New York, 1984. Ziman, J. M., Principios de la Teoría de los sólidos. Selecciones Científicas, Madrid, 1969.



ANEXOS A. Fibra Óptica 1.1 FIBRA ÓPTICA Los circuitos de fibra óptica son filamentos de vidrio (compuestos de cristales naturales) o plástico (cristales artificiales), del espesor de un pelo. Llevan mensajes en forma de haces de luz que realmente pasan a través de ellos de un extremo a otro, donde quiera que el filamento vaya (incluyendo curvas y esquinas) sin interrupción. Las fibras ópticas pueden ahora usarse como los alambres de cobre convencionales, tanto en pequeños ambientes autónomos (tales como sistemas de procesamiento de datos de aviones), como en grandes redes geográficas (como los sistemas de largas líneas urbanas mantenidos por compañías telefónicas). 1.1.1 Origen y evolución El concepto de las comunicaciones por ondas luminosas ha sido conocido por muchos años. sin embargo, no fue hasta mediados de los años setenta que se publicaron los resultados del trabajo teórico. Estos indicaban que era posible confiar un haz luminoso en una fibra transparente flexible y proveer así un análogo óptico de la señalización por alambres electrónicamente. El problema técnico que se había de resolver para el avance de la fibra óptica residía en las fibras mismas, que absorbían luz que dificultaba el proceso. para la comunicación práctica, la fibra óptica debe transmitir señales luminosas detestables por muchos kilómetros. El vidrio ordinario tiene un haz luminoso de pocos metros. Se han desarrollado nuevos vidrios muy puros con transparencias mucho mayores que la del vidrio ordinario. Estos vidrios empezaron a producirse a principios de los setenta. Este gran avance dio ímpetu a la industria de fibras ópticas. Se usaron láseres o diodos emisores de luz como fuente luminosa en los cables de fibras ópticas. Ambos han de ser miniaturizados para componentes de sistemas fibro-ópticos, lo que ha exigido considerable labor de investigación y desarrollo. Los láseres generan luz "coherente" intensa que permanece en un camino sumamente estrecho. Los diodos emiten luz "incoherente" que ni es fuerte ni concentrada. Lo que se debe usar depende de los requisitos técnicos para diseñar el circuito de fibras ópticas dado. 1.1.2 Características técnicas

La fibra es un medio de transmisión de información analógica o digital. Las ondas electromagnéticas viajan en el espacio a la velocidad de la luz.



Básicamente, la fibra óptica está compuesta por una región cilíndrica, por la cual se efectúa la propagación, denominada núcleo y de una zona externa al núcleo y coaxial con él, totalmente necesaria para que se produzca el mecanismo de propagación, y que se denomina envoltura o revestimiento. La capacidad de transmisión de información que tiene una fibra óptica depende de tres características fundamentales: a) Del diseño geométrico de la fibra. b) De las propiedades de los materiales empleados en su elaboración. c) De la anchura espectral de la fuente de luz utilizada. Cuanto mayor sea esta anchura, menor será la capacidad de transmisión de información de esa fibra. Figura 46. Estructura de la fibra óptica

Fuente.http://usuarios.lycos.es/Fibra_Optica Presenta dimensiones más reducidas que los medios preexistentes. Un cable de 10 fibras tiene un diámetro aproximado de 8 o 10 mm. y proporciona la misma o más información que un coaxial de 10 tubos. El peso del cable de fibras ópticas es muy inferior al de los cables metálicos, redundando en su facilidad de instalación. El sílice tiene un amplio margen de funcionamiento en lo referente a temperatura, pues funde a 600C. La fibra óptica presenta un funcionamiento uniforme desde -550 C a +125C sin degradación de sus características. 1.1.3 De qué están hechas? La mayoría de las fibras ópticas se hacen de arena o sílice, materia prima abundante en comparación con el cobre. con unos kilogramos de vidrio pueden fabricarse aproximadamente 43 kilómetros de fibra óptica. Los dos constituyentes esenciales de las fibras ópticas son el núcleo y el revestimiento. el núcleo es la parte más interna de la fibra y es la que la luz.



Figura 47. Composición de la Fibra

Fuente.http://usuarios.lycos.es/Fibra_Optica Consiste en una o varias hebras delgadas de vidrio o de plástico con diámetro de 50 a 125 micras. el revestimiento es la parte que rodea y protege al núcleo. El conjunto de núcleo y revestimiento está a su vez rodeado por un forro o funda de plástico u otros materiales que lo resguardan contra la humedad, el aplastamiento, los roedores, y otros riesgos del entorno. 1.1.4 Características mecánicas La Fibra Óptica como elemento resistente dispuesto en el interior de un cable formado por agregación de varias de ellas, no tiene características adecuadas de tracción que permitan su utilización directa. Por otra parte, en la mayoría de los casos las instalaciones se encuentran a la intemperie o en ambientes agresivos que pueden afectar al núcleo. La investigación sobre componentes optoelectrónicos y fibras ópticas han traído consigo un sensible aumento de la calidad de funcionamiento de los sistemas. Es necesario disponer de cubiertas y protecciones de calidad capaces de proteger a la fibra. Para alcanzar tal objetivo hay que tener en cuenta su sensibilidad a la curvatura y microcurvatura, la resistencia mecánica y las características de envejecimiento. Las microcurvaturas y tensiones se determinan por medio de los ensayos de:

Tensión: cuando se estira o contrae el cable se pueden causar fuerzas que rebasen el porcentaje de elasticidad de la fibra óptica y se rompa o formen microcurvaturas. Compresión: es el esfuerzo transversal.



Impacto: se debe principalmente a las protecciones del cable óptico. Enrollamiento: existe siempre un límite para el ángulo de curvatura pero, la

existencia del forro impide que se sobrepase. Torsión: es el esfuerzo lateral y de tracción. Limitaciones Térmicas: Estas limitaciones difieren en alto grado según se

trate de fibras realizadas a partir del vidrio o a partir de materiales sintéticos.

Otro objetivo es minimizar las pérdidas adicionales por cableado y las variaciones de la atenuación con la temperatura. Tales diferencias se deben a diseños calculados a veces para mejorar otras propiedades, como la resistencia mecánica, la calidad de empalme, el coeficiente de relleno (número de fibras por mm2) o el costo de producción. Tabla 14. Ventajas y desventajas del cable de Fibra Óptica

VENTAJAS INCONVENIENTES

La fibra óptica hace posible navegar por Internet a una velocidad de dos millones de bps. Acceso ilimitado y continuo las 24 horas del día, sin congestiones. Video y sonido en tiempo real. Es inmune al ruido y las interferencias. Las fibras no pierden luz, por lo que la transmisión es también segura y no puede ser perturbada. Carencia de señales eléctricas en la fibra. Presenta dimensiones más reducidas que los medios preexistentes. El peso del cable de fibras ópticas es muy inferior al de los cables metálicos. La materia prima para fabricarla es abundante en la naturaleza. Compatibilidad con la tecnología digital. Máxima transmisión de luz con mínima pérdida luminosa. Mediante las técnicas de filtración especial quedan anulados los rayos UV y los infrarrojos.

Sólo pueden suscribirse las personas que viven en las zonas de la ciudad por las cuales ya esté instalada la red de fibra óptica. El coste es alto en la conexión de fibra óptica, las empresas no cobran por tiempo de utilización sino por cantidad de información transferida al computador, que se mide en megabytes. El coste de instalación es elevado. Fragilidad de las fibras. Disponibilidad limitada de conectores. Dificultad de reparar un cable de fibras roto en el campo.



Alta abertura numérica, permite un ángulo de75º tanto en entrada como salida de luz. Flexible, completamente seguro. Permite su uso en áreas de peligro de fuego o interferencia eléctrica, puesto que no conduce calor ni electricidad. También existe posibilidad de utilización al aire libre o bajo el agua.

Fuente.http://usuarios.lycos.es/Fibra_Optica 1.1.5 Fabricación de la fibra de vidrio Las imágenes aquí muestran cómo se fabrica la fibra monomodo. Cada etapa de fabricación esta ilustrada por una corta secuencia filmada. La primera etapa consiste en el ensamblado de un tubo y de una barra de vidrio cilíndrico montados concéntricos. Se calienta el todo para asegurar la homogeneidad de la barra de vidrio. Figura 48. Fabricación de la Fibra Óptica

Fuente.http://usuarios.lycos.es/Fibra_Optica Una barra de vidrio de una longitud de 1 m y de un diámetro de 10 cm permite obtener por estiramiento una fibra monomodo de una longitud de alrededor de 150 km.



Figura 49. Fabricación de la Fibra Óptica

Fuente.http://usuarios.lycos.es/Fibra_Optica 1.1.6 Comparación de otros medios de comunicación Tabla 15. Comparación con los cables coaxiales

C a r a c t e r í s t i c a s F i b r a O p t i c a C o a x i a l

Longitud de la Bobina (mts) 2000 230

Peso (kgs/km) 190 7900

Diámetro (mm) 14 58

Radio de Curvatura (cms) 14 55



Distancia entre repetidores (Kms) 40 1.5

0.4 40 Atenuación (dB / km) para un Sistema de 56 Mbps

Fuente.http://usuarios.lycos.es/Fibra_Optica

1.1.6.1 COMUNICACIONES POR SATÉLITE VS FIBRA ÓPTICA

Es más económica la Fibra Óptica para distancias cortas y altos volúmenes de tráfico, por ejemplo, para una ruta de 2000 circuitos, el satélite no es rentable frente a la solución del cable de fibras hasta una longitud de la misma igual a unos 2500 kms. La calidad de la señal por cable es por mucho más alta que por satélite, porque en los geoestacionarios, situados en órbitas de unos 36,000 kms. de altura, y el retardo próximo a 500 mseg. introduce eco en la transmisión, mientras que en los cables este se sitúa por debajo de los 100 mseg admitidos por el CCITT. La inclusión de supresores de eco encarece la instalación, disminuye la fiabilidad y resta la calidad al cortar los comienzos de frase. El satélite se adapta a la tecnología digital, si bien las ventajas en este campo no son tan evidentes en el analógico, al requerirse un mayor ancho de banda en aquel y ser éste un factor crítico en el diseño del satélite. 1.1.7 INNOVACIONES

En estos últimos la Fibra Óptica esta evolucionando bastante, y ha dado origen a fibras con nuevas características:

1.1.7.1 Coberturas mas recientes La cubierta especial es extruída a alta presión directamente sobre el mismo núcleo del cable, resultando en que la superficie interna de la cubierta del cable tenga arista helicoidales que se aseguran con los subcables.



Figura 50. Coberturas recientes

Fuente.http://usuarios.lycos.es/Fibra_Optica La cubierta contiene 25% mas material que las cubiertas convencionales.

1.1.7.2 USO DUAL (INTERIOR Y EXTERIOR)

La resistencia al agua, hongos y emisiones ultra violeta; la cubierta resistente; buffer de 900 µm; fibras ópticas probadas bajo 100 kpsi; y funcionamiento ambiental extendida; contribuyen a una mayor confiabilidad durante el tiempo de vida.

Figura 51. Uso dual




1.1.7.3 Mayor protección en lugares húmedos En cables de tubo holgado rellenos de gel, el gel dentro de la cubierta se asienta dejando canales que permitan que el agua migre hacia los puntos de terminación. El agua puede acumularse en pequeñas piscinas en los vacíos, y cuando la delicada fibra óptica es expuesta, la vida útil es recortada por los efectos dañinos del agua en contacto. combaten la intrusión de humedad con múltiples capas de protección alrededor de la fibra óptica. El resultado es una mayor vida útil, mayor confiabilidad especialmente ambientes húmedos. Figura 52. Protección en lugares húmedos


1.1.7.4 Protección anti-inflamable Los nuevos avances en protección anti-inflamable hace que disminuya el riesgo que suponen las instalaciones antiguas de Fibra Óptica que contenían cubiertas de material inflamable y relleno de gel que también es inflamable.



Figura 53. Protección contra fuego

Fuente.http://usuarios.lycos.es/Fibra_Optica Estos materiales no pueden cumplir con los requerimientos de las normas de instalación, presentan un riesgo adicional, y pueden además crear un reto costoso y difícil en la restauración después de un incendio. Con los nuevos avances en este campo y en el diseño de estos cables se eliminan estos riesgos y se cumple con las normas de instalación.

1.1.7.5 EMPAQUETADO DE ALTA DENSIDAD

Con el máximo numero de fibras en el menor diámetro posible se consigue una mas rápida y mas fácil instalación, donde el cable debe enfrentar dobleces agudos y espacios estrechos. Se ha llegado a conseguir un cable con 72 fibras de construcción super densa cuyo diámetro es un 50% menor al de los cables convencionales.



ANEXOS B. Comunicaciones Bits™ Reflejados del Sel

Figura 54. Comunicación lógica relé a relé de bajo costo

Fuente.http://www.selinc.com/sel-mbit.html

Figura 55. Descripción general de comunicaciones




2.1 DESCRIPCIÓN El equipo de comunicación usado para interconectar y convertir una salida de contacto proveniente de un relé a una entrada de control en otro relé ya no será una necesidad. La comunicación lógica relé a relé bidireccional elimina la necesidad de alambrar entradas y salidas entre el relé y el equipo de comunicaciones, lo cual reduce los altos costos de instalación y mantenimiento. La comunicación bidireccional en cada relé crea 8 salidas y entradas adicionales “Virtuales” que pueden ser asignadas para esquemas de protección soportados por comunicaciones, y funciones de control y monitoreo remoto. SEL provee una innovada técnica de comunicaciones relé a relé de bajo costo que envía el estado lógico interno, codificado en un mensaje digital, desde un relé a otro. Esta mueva capacidad de comunicación lógica relé a relé, referida como Comunicaciones de BITS Reflejados, abre la puerta para numerosas aplicaciones de monitoreo, control y protección que de otra forma requerirían mas equipos externos y costosos de comunicaciones alambrados a través de contactos y entradas de control. Las aplicaciones para comunicaciones BITS Reflejados incluye esquemas pilotos de protección de líneas, control y monitoreo remoto de dispositivos, disparos cruzados de relés, y mas. Es mas rápido, mas simple, menos costoso, y mas potente que los esquemas convencionales de comunicaciones.

Figura 56. Ejemplo de transmitir BITS REFLEJADOS para recibir




2.2 CARACTERÍSTICAS Y BENEFICIOS

Elimina equipos de comunicaciones externos y costosos, alambrado y mantenimiento. Provee 8 salidas y entradas “Virtuales” asignables por el usuario. Simplifica comunicaciones lógicas relé a relé con tres pasos de ajuste para

programar la lógica de comunicaciones de BITS REFLEJADOS. Se conecta directamente a su canal digital serial. Se adapta a muchos canales de comunicación digitales mas comunes.

2.3 MEJORAS EN COMUNICACIONES DE BITS REFLEJADOS EN 1998 En 1998, SEL trabajó en las comunicaciones de BITS reflejados en varias formas para mejorar el desempeño y la seguridad, estos cambios incluyen:

seguridad mejorada – seguridad de mensajes mejorada con verificación de datos de triple redundancia, verificación de caracteres y paridad, y verificación de sincronización (tiempo) del mensaje.

Detección de retroalimentación (loop-back) integrado usando hasta 4 ajustes de

direcciones TX_ID y RX_ID.

Modo de prueba de retroalimentación integrado usando el nuevo comando LOOP con el bit de palabra del relé LBOK asociado para monitorear el estado de comunicaciones durante las comunicaciones del circuito de retroalimentación.

Bits de control y alarmas para: “Mal Mensaje”, “Múltiples malos mensajes”, y “Mal

canal”.

El canal de comunicaciones monitorea el registro de evento que encaja con el número de problemas del canal por tipo, la duración del problema del canal más larga, y la “Indisponibilidad” del canal calculado en el reporte de resumen.

Hasta 1/8 de ciclo más rápido en 19200 baudios, ¼ de ciclo más rápido en 38400

baudios.

Control de estado por defecto de comunicaciones individuales recibidas de BITS Reflejados (RMB).



Los contadores Individuales RMB de seguridad de recolección (pick up) y marginación (dropout) definen el número consecutivo de mensajes recibidos que debe contener el nuevo estado de bit antes de que el estado del bit interno del relé esté permitido para cambiar.

Ajuste para conexión de hardware para el nuevo MODEM análogo Pulsar

MBT9600.

2.4 COMUNICACIONES DE BITS REFLEJADOS – DISPONIBLE EN LOS SIGUIENTES PRODUCTOS SEL

• SEL - 311C Sistema de Automatización y Protección. • SEL – 311L Protección diferencial de corriente de línea y sistema de

automatización. • SEL – 321-1, -2, -5 Relé de distancia de Fase y Tierra. • SEL – 421 Protección de línea de Alta velocidad, Sistema de Automatización y

control. • SEL – 351 -1, -2, -3, -4 Sistema de protección de sobrecorriente. • SEL – 351R Control de Recierre. • SEL – 351S Relé de protección y control de Breaker. • SEL – 2100 Procesador lógico de protección. • SEL – 2505 Modulo de I/O remoto.

2.5 COMO TRABAJAN LAS COMUNICACIONES DE BITS REFLEJADOS

Simplemente programe el puerto de comunicaciones serial del relé seleccionado para Bits Reflejados, y conecte el cable de comunicaciones o MODEM/Tranceiver en el conector DB9 del puerto en la parte trasera del relé SEL para establecer el canal de comunicaciones. El mensaje lógico digital es transmitido a través del pin de transmisión o salida (pin 2) y recibido a través del pin de recepción o entrada (pin 3) en el puerto serial EIA-232 del relé. Una vez establecido, cada relé en el esquema repetidamente envía y recibe el mensaje lógico digital, cada relé continuamente monitorea los mensajes recibidos y condición del canal y verifica la retroalimentación, varios elementos de relés (switches) internos están disponibles para alarmar, supervisar o controlar en las condiciones adversas de comunicaciones.



2.6 APLICACIONES DE LAS COMUNICACIONES DE BITS REFLEJADOS Los esquemas de protección de línea asistidos por comunicaciones, tales como el disparo de transferencia de sobrealcance y subalcance permisivo (POTT y PUTT), desbloqueo de comparación direccional (DCUB). Disparo de transferencia de subalcance directo (DUTT), disparo de transferencia directa (DTT), y bloqueo de comparación direccional (DCB), requieren de comunicación entre los relés en las terminales de línea para disparar rápidamente todos los breakers de línea para fallas en cualquier parte de la línea.

utilización de equipos de medición ópticos y su incidencia

Documents