PROYECTO DE INGENIERIA
UNIVERSIDAD FEDERICO HENRIQUEZ Y CARVAJAL
UFHEC
Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Eléctrica
Informe final de Tesis para optar por el Titulo de
Ing. Eléctrico
CENTRO DE CONTROL DE ENERGIA Y SU SISTEMA SCADA, RELACION QUE GUARDA CON LAS EMPRESAS ENERADORAS Y DISTRIBUIDORAS Y LOS DATOS ESTADISTICOS DEL COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISION EN LOS ANOS 2007 Y 2008
PRESENTADO POR:
Anselmo Perdomo Soriano. SD06-10049
Darío ant. Lara Metiviel. SD05-10069
ASESORA METODOLOGICA:
Lic. Lucia Ortiz Ruiz.
ASESORES DE CONTENIDO:
Ing. Norma Hatachi Guivin.
Ing. Rafael Sarita Valdez
Santo Domingo
República Dominicana
Agosto del 2009.
[pic]
UNIVERSIDAD FEDERICO HENRIQUEZ Y CARVAJAL
UFHEC
Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Eléctrica
CENRO DE CONTROL DE ENERGIA Y SU SISTEMA SCADA
RELACION QUE GUARDA CON LAS EMPRESAS GENERADORAS Y DISTRIBUIDORAS Y LOS DATOS ESTADISTICOS DEL COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISION EN LOS ANOS 2007 Y 2008
Informe final de Tesis Para Optar Por el Título de:
Ingeniero Eléctrico
PRESENTADO POR:
Anselmo Perdomo Soriano. SD06-10049
Darío ant. Lara Metiviel. SD05-10069
ASESORA METODOLOGICA:
Lic. Lucia Ortiz Ruiz
ASESORES DE CONTENIDO:
Ing. Norma Hatachi Guivin.
Ing. Rafael Sarita Valdez.
Santo Domingo
República Dominicana
Agosto del 2009
CENRO DE CONTROL DE ENERGIA Y SU SISTEMA SCADA, RELACION QUE GUARDA CON LAS EMPRESAS ENERADORAS Y DISTRIBUIDORAS Y LOS DATOS ESTADISTICOS DEL COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISION EN LOS ANOS 2007 Y 2008
DEDICATORIA
A MI MADRE
Quien en vida me brindo todo su amor, atención, comprensión, paciencia y fue el equilibrio para mantener la familia unida ante toda circunstancia.
Para Ella, dedico este trabajo como homenaje póstumo. Estoy seguro que Dios te tiene en la gloria porque fuiste la madre ideal; gracias mama.
A MI PADRE
Quien fue el capitán de la embarcación que aborda mi familia y que supo mantener a flote y luchando por evitar que quedara a la deriva. Gracias por enseñar a todos tus hijos que la honestidad vale mas que toda fortuna; se que a ti también Dios te tiene en un lugar de descanso eterno por el padre ejemplar que fuiste; gracias papa.
A MI ESPOSA
y a toda su familia quienes nunca me abandonan y me brindan toda su atención y el apoyo necesario. A mis hijos Ollie Davis y Annette Lyan, quienes son mi razón para seguir logrando metas y motivarme cada vez mas; gracias a todos.
A MIS HERMANOS
Por saber que la familia debe estar siempre unida y por brindarme el apoyo que ya no tengo de mis padres por su partida de este mundo.
Al SENOR VICTOR GUZMAN (Armando)
Por ser un amigo incondicional y quien ha colaborado conmigo en momentos difíciles y compartir en familia.
A LAS FAMILIAS:
Soriano Arias, Moreta Lora, Andujar, Pena y otras, quienes lo considero como mi verdadera familia.
A MIS COMPANEROS DE TRABAJO:
Ing. Oscar U. Trejo, Ing. William Justo, Ing. Norbo Mateo, Ing. Antonio Andujar, Ing. Julio de los Santos, Ing. Juan Acevedo, mi compadre Lic. Euripides López N., Ing. Emil Pena, Ing. Martha R. Campusano, Lic. Ana Julia Rivas, Lic. Wendy Valdez, Dona Angela, todo el personal de control y protección; Ing. Cesar Collado, Ing. Carlos Ramírez, Ing. Luis Vicioso, mi hermano el Ing. Víctor Ramón Lugo y su personal de Telecomunicaciones y a todo el personal de Operaciones del Sistema, porque todos han contribuido al desarrollo de mi investigación.
Anselmo Perdomo Soriano
Dedicatoria
A Dios
Por haberme ayudado a seguir por el camino del desarrollo personal. A mi padre que ha luchado para que sus hijos sean personas de bien, a mi madre que lucho grandemente para que yo llegue al final de este camino.
A mi hermana Luisa
Por la gran ayuda que me brinda a pesar de la distancia, a mi hermano Duarte y muy especialmente a mi compañero de nacimiento jorge queridamente (Teo) a ti va este logro hermano donde este allá en el cielo.
A mi esposa Faustina cuello y a toda su familia
Principalmente a don Fausto cuello por brindarme su ayuda cuando más la necesitaba, quienes me brindan toda su atención y el apoyo necesario.
A la razón de mi vida que viene a alegrarme la vida, mi hija Gloria Darliza, gracias a
Dios por darme la bendición de recibirla con bien.
A Anselmo Perdomo por ser un buen amigo en la buena y el los malos momentos de la vida muchas gracias, también a otro buen amigo Prido Polanco, Ramón Reyes, Winston Jiménez, Nersido Benítez, milagros entre otros.
Un gran agradecimiento aquellas personas que me impulsaron a ingresar a la universidad, como mi padrino Aníbal, a Carine Cooper quien fue la que logro que hoy sea esto una realidad, muchas gracias.
Darío Ant. Lara Metiviel.
AGRADECIMIENTOS.
A DIOS
Gracias eternamente a Dios primero, por permitirnos existir en este maravilloso mundo creado por El. Por darnos la oportunidad de llegar hasta esta etapa de concluir nuestro proyecto profesional a través de la sabiduría que nos da.
A LA UFHEC
Nos sentimos orgullosos de pertenecer a esta familia académica porque nos ha ensenado a crear habilidades para el logro de metas y objetivos.
A nuestro Rector magnifico, quien nos h dado un trato especial en cada ocasión, circunstancia y situación que se nos presenta.
A los profesores que verdaderamente se entregan a brindarnos conocimientos con los cuales podremos enfrentar la dura competencia profesional del mercado laboral.
A nuestro grupo de estudios, Prido Polanco, Winston Jiménez, Ramón Reyes, Marino de la Cruz, Sixto Delgado, Nersido Benítez porque, a pesar de las dificultades por la que pasamos hemos podido vencer obstáculos y mantener la unión. Así también a todos aquellos con los cuales compartimos materias comunes.
A la profesora Dra. Santa Guerrero que, en su persona tiene la UFHEC una de las mas fuertes razones por la que el estudiante se mantiene en la misma, porque todos sabemos, como Ella ha entregado su vida a esta institución, haciéndola ya, parte importante de su vida.
A los profesores, Ing. Ramón Olivier, Lic. Enrique Rincón, Lic. Ramón Marte, Lic María Elena Adames y Lic. Alfredo Jiménez porque, ya no los vemos solo como instructores sino, como nuestra familia, por el cariño paterno que nos brindan.
A nuestros asesores, la Lic. Lucia Ortiz Ruiz, la Ing. Norma Hatachi Guivin, el Ing. Rafael Sarita Valdez como también a nuestra coordinadora, Lic. Candida de los Santos, por trazarnos las pautas para el logro de un contenido de calidad en nuestro trabajo de investigación final.
Agradecemos a Tatita, encargada de la Biblioteca, por toda esa amabilidad que le caracteriza siempre.
Al personal de seguridad, a quienes consideramos parte vital de la Institución porque sin ellos el perímetro universitario fuera un verdadero caos y son en verdad nuestra protección.
Los Sustentantes
INDICE 3
Tema 1.
1- SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL. 15
1.1. Historia de la Corporación Dominicana de
Empresas Eléctricas Estatales. 15
1.2- Composición del Sistema Eléctrico Nacional. 18
1.2.1- Sistema de Generación. 18
1.2.2- Sistema de Transmisión y Distribución. 22
1.3- Oferta y Demanda del Sistema Eléctrico Nacional. 23
1.4- Operación actual del Sistema Eléctrico Nacional. 23
Tema 2.
2- CENTRO DE CONTROL DE ENERGÍA. 26
2.1- Antecedentes del proyecto del Centro de Control
de Energía de Republica Dominicana. 26
2.2- Función de un Centro de Control de Energía. 26
2.3- Descomposición funcional. 29
2.4- Componentes principales de un CCE. 33
2.5- Justificación de un CCE. 42
2.6- Características de un Centro de Control de Energía. 44
2.6.1- Análisis de la Red. 44
2.6.2- Prevención y Programación. 45
2.6.3- Encargado de la operación. 45
2.6.4- Encargado de turno. 45
2.6.5- Operadores. 45
2.6.6- Seguridad operacional. 45
Tema 3
3- DESCRIPCIÓN Y FUNCIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS COMPONENTES DEL CENTRO DE CONTROL DE ENERGÍA. 46
3.1- Unidad Terminal Remota (RTU) 46
3.1.1- El problema. 46
3.1.2- La solución. 48
3.1.3- La Unidad Terminal Remota (SPIDER RTU 200). 48
3.1.4- Información del proceso. 49
3.2- Sistema de Telecontrol.
3.3- Fuente de Poder Ininterrumpida (UPS).
3.3.1- Función.
3.3.2- Estructura del Sistema de UPS.
3.3.3- Rectificador / Cargador de Baterías.
3.3.4- Baterías.
3.3.5- Inversor.
3.3.6- Switch estático.
3.3.7- Bypass de mantenimiento.
Tema 4.
4- BENEFICIOS DEL CENTRO DE CONTROL DE ENERGÍA.
4.1- Beneficios del Centro de Control de Energía.
4.2- Primera Etapa.
4.2.1- Alcances.
4.2.2- Construcción del Edificio del CCE.
4.2.3- Costo total del proyecto.
4.3- Segunda Etapa.
4.3.1- Alcance.
4.3.2- Instalación de Tecnologías.
4.3.3- Costo total del proyecto.
4.4- Tercera etapa.
4.4.1- Objetivos específicos.
4.4.2- Alcances.
4.4.3- Otros trabajos realizados.
Tema 5.
5. – GENERALIDADES DE UN SISTEMA SCADA
5.0.1 - Tipos de datos
5.0.2 - Módulos de un sistema SCADA
5.1 – CODIFICACIÓN ELEMENTOS DEL SCADA
5.1.1 – WS500
5.1.2 - Monitoreo y procesamiento de eventos
5.1.2.1 - Lista de eventos
5.1.2.2 - Lista de alarmas
5.1.2.3 - Secuencia de Eventos (Lista SOE)
5.1.2.4 - Manipulación de listas de alarmas, eventos y SOE
5.2.- Time Tagged Data (TTD)
5.2.1 - Acceso a información histórica (de forma gráfica)
5.2.2 - Acceso a información histórica (en forma digital)100
5.2.3 – Espacio definido para cada LOG
5.2.4. – Info
5.2.5 – Bloqueo
5.2.6 – Entradas manuales
5.2.7 – Notas del operador
5.2.8 – Etiquetado/Tagging
5.3 - EMS (ENERGY MANAGEMENT SYSTEM)
5.3.1 - Módulo Estimador de Estados (State Estimator, SE)
5.3.1.1 – Cargar el Estimador de Estados
5.4 - Módulo Corrida de Flujo en Tiempo Real (Dispatcher Power Flor, DPF)
5.4.1 - Módulo Análisis de Seguridad (Security Analisys, SA)
5.5 - DNC (DYNAMIC NETWORK COLORING)
5.5.1 - Características básicas del DNC
Tema 6
6- Telecomunicación del sistema SCADA
6.1- Múltiplex
6.1.1.- Sistema Físico de Enlace
6.1.1.1.-Fibra Óptica
6.1.1.1.1.- Características
6.1.1.2.- Radio Frecuencia
6.1.1.2.1.- Sistema de Microondas
6.1.1.2.1.1.- Equipo Controlador
6.1.1.2.1.2.- Asignación de Frecuencia
6.1.1.2.2.-Sistema de Radio Enlace
6.1.1.2.2.1.- Características
6.1.1.2.2.1.1.- Modo Punto a Multipunto
6.1.1.2.2.1.2.- Modo Punto a Punto
6.1.2.- estación Base de Radio MDS-4790
6.1.2.1.- Características
6.1.3.- Estación Remota de Radio
6.1.3.1.- Características
6.1.3.2.- Antena
6.1.3.3.- Línea Telefónica
6.1.3.4.- Equipo de Onda Portadora PLC (Power Line Carrier)
6.1.3.4.1.- Ventajas y Desventajas
6.1.4.- Protocolo de Comunicación
6.1.4.1.- DNP3 (Distribuited Network Protocol 3)
6.1.4.1.1.- Ventajas
6.1.4.1.2.- Características
6.1.4.2.- ModBus
6.1.4.3.- IEC-61850
6.1.4.3.1.- Características
6.1.4.4.- IEC-60870
6.1.4.5.- Ventajas de una Red TCP/IP
Tema 7
7.- Generalidades del proyecto de adaptación.
7.1- Subestación Eléctrica.
7.1.1- Elementos que conforman una S/E.
7.2- Fases que conforman el proyecto de adaptación.
Tema 8
8- Comportamiento del Sistema de Transmisión en el periodo 2007-2009
8.0.1- Datos estadísticos de interrupciones a las Líneas de Transmisión-2007
8.0.2-Datos estadísticos de interrupciones a las Líneas de Transmisión-2008
INTRODUCCIÓN
En los grandes sistemas eléctricos de potencia, en los que se genera, transforma, transmite y distribuye energía eléctrica, se hace necesaria una entidad que supervise y controle los elementos del sistema, observando los parámetros operacionales de varios puntos.
Estos procedimientos se realizaban a través del antiguo despacho económico de carga, pero debido al crecimiento que ha experimentado el sistema eléctrico nacional, surge la necesidad de crear un centro más actualizado y eficiente que el antiguo despacho. De esta forma se crea el centro de control de energía (CCE.).
En este nuevo centro de despacho, supervisión y control del sistema eléctrico nacional se obtienen los parámetros del sistema en tiempo real e instantáneo.
Desde el centro de control de energía podemos realizar operaciones de apertura y cierre de interruptores de potencia (de líneas a 69 y 138 kv.), así como también el cambio del derivador de tensión de los transformadores (taps). También se realiza apertura y cierre de los seccionadores de línea y de barra en los centros de carga donde estos son motorizados.
De igual forma, podemos tener monitoreo de los parámetros de mediciones, como son:
Potencia activa (P), potencia reactiva (Q), tensión (kv), intensidad de corriente(A) , tanto de línea, transformadores, barras y también la frecuencia del sistema.
Desde el CCE también, se lleva a cabo el monitoreo de las condiciones y parámetros de operación de las centrales generadoras. Estas condiciones son:
Carga Activa (MW)
Carga Reactiva (Mvars)
Tensión de salida del Generador (Kv)
Corriente (Amp)
Factor de Potencia (Cos Q).
Otro Característica que es importante resaltar es que desde el CCE se puede supervisar también, la subida y bajada de carga de las diferentes unidades generadoras.
Todo esto por la importante razón de mantener el total control y el completo equilibrio con el propósito de mantener la estabilidad del Sistema eléctrico de potencia a nivel nacional.
Aquí resaltaremos de igual manera, la importancia del papel que juega el Sistema de Telecomunicaciones en el Sistema Scada, ya que gracias al mismo es posible llevar a cabo la transmisión de las informaciones de las diferentes zonas o puntos del Sistema Eléctrico Nacional. Sistema que esta conformado por diferentes equipos de transmisión, como son:
Antenas.
Radios UHF, VHF, etc.
Repetidores.
GPS.
RTUs.
Equipos de Microondas.
Fibra Óptica.
Varios componentes que detallamos en el desarrollo del trabajo.
Tema I
1. SISTEMA ELECTRICO NACIONAL
1.1. Historia de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE)
La necesidad de mantener las calles de las ciudades iluminadas, da como inicio la iluminación por separado de los diferentes pueblos como: Bani en 1845, santo domingo en 1859, Puerto Plata en 1872, la vega en 1874, santiago, moca y san francisco de Macorís en 1887, etc. La iluminación de estos pueblos se realiza básicamente con lámparas, velas, madera, etc.
Para el año 1877 se da inicio al sistema de alumbrado mediante gas, hidrogeno o de carburo, lo cual represento un importante adelanto en la iluminación publica de republica dominicana.
El 24 de septiembre de 1894 se firma un contrato con la compañía “The Edison spanish colonial Light compani” con cede en Nueva York, mediante el cual esta compañía se comprometió a instalar una planta de alumbrado eléctrico publico y privado. Esta, mediante resulicion no. 1054 se hizo publica el 26 de octubre de ese mismo año.
Sin embargo, es el año 1896 cuando la ciudad de santo domingo se suma al gran progreso que significa la energía eléctrica. La inauguración de este sistema de alumbrado ocurrió, según algunos historiadores, el 05 de enero del año 1896 y según otros, el 27 de febrero del mismo año. Este gran acontecimiento sucede en el gobierno de Ulises heureaux.
Mas adelante se da por separado la electrificación de las ciudades de puerto plata, san pedro de Macorís, la vega y moca.
Con el impulso de la electrificación del país surgen las compañías eléctricas:
“Compañía anónima dominicana de luz y fuerza motriz” y la “compañía eléctrica de Santo Domingo”, esta ultima encargada del servicio en la ciudad de Santo Domingo. Mas adelante la producción de energía eléctrica en la ciudad de Santo Domingo superaba la demanda de esta población, razón por la que comienza su expansión a otras ciudades como San Pedro de Macorís, Santiago y Puerto Plata. Esta ampliación estaba a cargo d la compañía eléctrica de Santo Domingo (CESD).
Situación del sistema eléctrico nacional. Prenacionalizacion de la compañía eléctrica de Santo Domingo (CESD).
A finales del año 1954 el sistema eléctrico estaba formado por tres fuentes generadoras, principalmente:
Plantas térmicas.
Centrales hidroeléctricas. Y
Motores diesel.
Este sistema estaba administrado por le CESD. Su principal fuente generadora de energía eléctrica fue la central termoeléctrica en la calle la Marina, de la ciudad capital. La hidroeléctrica jimenoa, las plantas diesel de San Cristóbal, San Pedro de Macorís, Santiago y Puerto Plata con una carga instalada de 44,742 kilovatios.
El 30 de diciembre del 1954 mediante la ley no. 4018, el poder ejecutivo declaro de interés nacional la adquisición por el estado de las empresas que brindaban servicios públicos, estando entre ellas la de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, la cual fue constituida en el añ0 1925.
El 16 de Enero del 1955, mediante la ley no. 4115, se convierte en un hecho materializado la nacionalización de la Compañía Eléctrica de Santo Domingo, la cual le costó al estado la suma de $13, 200,000.00.
La CESD estaba operada por la Empresa norteamericana Stone and Wéstern y el 16 de Enero del 1955, por medio del decreto no. 555, el Estado dominicano con el nombre de Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) hace que esta Empresa asuma la responsabilidad de mantener, ampliar, mejorar y generar todo el servicio energético en la República Dominicana.
Mediante el decreto no. 792 del 26 de Abril del 1955, se aprueba la tarifa que debe regir para el cobro de los servicios eléctricos que ofrece CDE.
1.2. Composición del Sistema Eléctrico Nacional
El sistema eléctrico nacional esta constituido por:
Sistema de Generación.
Sistema de Transmisión.
Sistema de Distribución.
Comercialización.
1.2.1. Sistema de Generación
El sistema eléctrico nacional cuenta con una capacidad instalada de 2910.2 MW.
La capacidad instalada esta distribuida en el siguiente orden de centrales:
| |
|Generación Instalada |
| | | |
|Empresa | |Capacidad Nominal en Mw. |
| | | |
|CDH | | |
| | | |
|Haina I | |40 |
|Haina II | |40 |
|Haina IV | |64 |
|Haina Gas | |100 |
|Sultana | |150 |
|Puerto Plata I | |27 |
|Puerto Plata II | |37 |
|San Pedro Vapor | |33 |
|Barahona Carbon | |45 |
|Pedernales | |1 |
|Total | |537 |
| | | |
|CDAG | | |
| | | |
|AES Andrés | |300 |
|Los Mina V | |105 |
|Los Mina VI | |105 |
|Italo Vapor I | |127 |
|Italo Vapor II | |127 |
|Falcon TT-2 | |50 |
|Falcon TT-3 | |50 |
|Total | |864 |
| | | |
|IPPS | | |
| | | |
|San Felipe | |180 |
|CEPP-I | |18 |
|CEPP-II | |58 |
|Diesel La Vega | |88 |
|Diesel Palamara | |107 |
|Diesel Pimentel | |41.5 |
|Estrella del Norte | |43 |
|Estrella del Mar | |70 |
|Monte Río | |100 |
|Metaldom | |42 |
|Macorís I | |100 |
|Macorís II | |100 |
|Macorís III | |100 |
|Total | |1047.5 |
| | | |
|Hidro | | |
| | | |
|Aguacate I | |26 |
|Aguacate II | |26 |
|Jiguey I | |45 |
|Jiguey II | |45 |
|Tavera I | |48 |
|Tavera II | |48 |
|Valdesia I | |25 |
|Valdesia II | |25 |
|Moncion I | |26 |
|Moncion II | |26 |
|C. E. Moncion I | |1.3 |
|C.E. Moncion II | |1.3 |
|Río Blanco I | |12.5 |
|Río Blanco II | |12.5 |
|López Angostura | |18 |
|Baiguaque I | |0.6 |
|Baiguaque II | |0.6 |
|Jimenoa | |7 |
|Rincón | |10 |
|Hatillo | |8 |
|Sabaneta | |9 |
|Sabana Yegua | |14 |
|Las Damas | |6 |
|Nizao - Najayo | |1 |
|Los Anones | |0.1 |
|Aniana Vargas I | |0.6 |
|Aniana Vargas II | |0.6 |
|Magueyal I | |1.5 |
|Magueyal II | |1.5 |
|Rosa Julia | |1 |
|Salto Constanza | |0.6 |
|Los Toros I | |5 |
|Los Toros II | |5 |
|D. Rodríguez I | |2 |
|D. Rodríguez II | |2 |
|Total | |461.7 |
| | | |
| | | |
|Total General | |2910.2 |
| | | |
1.2.2. Sistema de Transmisión y Sistema de Distribución
Los sistemas de transmisión y de Distribución poseen una extensión de unos 12,485 kms. de líneas distribuidas de la forma siguiente:
Líneas de 138 kv.-1646 kms
Líneas de 69 kv.-889 kms.
El número de Subestaciones de alta tensión que conforman el Sistema Eléctrico nacional y su distribución aproximada por niveles de tensión es como sigue:
36 Sub. /Estaciones a 138 kv.
163 Sub/ Estaciones a 69 kv.
1.3. OFERTA Y DEMANDA DEL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL
Demanda del Sistema Eléctrico Nacional
El sistema eléctrico nacional tiene una demanda de 1,798 MW máximo proveniente de los diferentes sectores del país.
OFERTA del Sistema Eléctrico Nacional.
La oferta SENI a la fecha es de unos 2,767 MW. Esta se obtiene sumando la máxima generación de cada unidad generadora en línea a la hora de la demanda máxima.
La oferta máxima puede variar con las unidades hidroeléctricas, dependiendo del nivel de los embalses de estas.
1.4. METODO ANTIGUO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL
Antes de entrar en funcionamiento el Centro de Control de Energía (CCE), las operaciones se realizaban vía operador del despacho de carga al operador de la Sub / Estación.
Para la operación del sistema eléctrico nacional, se tenía muy en cuenta la experiencia del operador. Es decir, conocimiento de los puntos débiles del sistema, tipo de falla que podía ocurrir y las acciones correctivas para devolver el sistema a su estado estable.
Si ocurría una falla en un punto, como salida forzada de una línea de transmisión, de un generador o de un circuito de distribución, el operador de subestación o de planta era el primero en darse cuenta, luego de chequear que había ocurrido y anotar las protecciones actuadas, procedía a informar al despacho de carga, entonces el operador del despacho de carga procedía a tomar las acciones correctivas y preventivas de lugar.
Desde el tiempo ocurrido del evento al tiempo de tomar las acciones, pasaba un tiempo considerable.
El proceso de operación en el despacho de carga se realizaba con radios de comunicaciones en VHF (very high frequency), y microondas. Las operaciones se realizan por zonas, estando el sistema dividido en cuatro:
Zona de Santo Domingo.
Zona Norte.
Zona Sur.
Zona este.
La Zona Norte esta controlada por el Centro de Control Santiago. El mismo a su vez, esta regularizado por el Centro de Control de Santo Domingo.
Las Zonas Sur y Este son controlados por el Centro de Control de Santo Domingo a través de una frecuencia de VHF.
Las operaciones en Santo Domingo y en algunos puntos claves de las demás zonas son realizadas por el Centro de Control de Santo Domingo, el cual se encarga también de la operación de los generadores a nivel nacional.
Las operaciones que se realizan en el sistema pueden ser:
Apertura o cierre de circuitos.
Apertura o cierre de líneas de transmisión.
Arranque o parada de generadores.
Salida forzada de líneas o circuitos.
Mantenimiento programado.
En caso de salida forzada de líneas, el CCE después de transcurrido un tiempo reglamentario,ordena una prueba a dicho elemento, en caso de ser negativa, entonces se procede a aislar totalmente el elemento de la fuente generadora, es decir, retirar los seccionadores y se procede a entregar el elemento al personal de mantenimiento.
Los objetivos del personal de operaciones del sistema son los siguientes:
1ero.: Preservar la integridad del sistema manteniendo un servicio que represente:
Seguridad
Calidad
Confiabilidad
Economía
2do.: En caso de emergencia, tomar las acciones correctivas para restablecer el servicio en el menor tiempo posible.
Método de operación actual del Sistema Eléctrico Nacional
1ERO.: En el CCE se tienen los parámetros del sistema en tiempo real.
2do.: El CCE realiza las operaciones de forma remota, como son:
Cierre y apertura de Interruptores de potencia,
Cierre y apertura de seccionadores de Línea, de Barra, de Transferencia, de Acoplamiento de Barras y de puesta a tierra, aunque, esta ultima no se esta realizando por el CCE. Por razones de seguridad.
3ero.: Desde el CCE se tiene mayor dominio del Sistema Eléctrico Nacional.
Tema 2
2 Centro de Control de Energía
2.1. Antecedentes del Proyecto del Centro de Control de Energía
El Proyecto Centro de control de Energía surgió como parte del esfuerzo de rehabilitación general en el sector energético de la Republica Dominicana, llevado a cabo por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales, con el apoyo financiero del Banco Interamericano de Desarrollo y el Banco Mundial.
Para Agosto de 1991 se llevo a cabo un estudio de factibilidad con la asistencia de la firma consultora Beco y el financiamiento en forma de donación de la Agencia Sueca para el Desarrollo Internacional (ASDI).
2.2 Función de un Centro de Control de Energía
El objetivo principal en la operación de un sistema de potencia es mantener un estado de equilibrio entre la producción y el consumo de energía eléctrica en las redes, y hacerlo con una alta calidad y seguridad al menor costo posible.
Debido a la complejidad y a la dificultad de operar un sistema de potencia y, para ayudar a los operadores a encontrar la mejor manera de operarlo, se necesita un sistema que pueda:
-Presentar informes del sistema de potencia con la configuración actual.
-Presentar gráficos de las distintas partes del sistema de potencia, con datos actualizados del estado actual (Estado de los interruptores, de las líneas, de los seccionadores, etc.).
-Alertar al operador del sistema cuando algunos valores alcanzan o pasan los limites fijados (alta o baja frecuencia, tensión y amperaje).
-Documentar todos los eventos que ocurren en el sistema de potencia. En resumen, se puede decir que la función principal de un sistema a control remoto es supervisar, controlar adquirir datos del proceso.
Un sistema control remoto normalmente consiste de un sistema computarizado localizado en Centro de Control, varias terminales remotas (RTU) distribuidas en las diferentes subestaciones y los medios de comunicación para transmitir la información. El Centro recontrol de Energía de la CDEEE cuenta con dos computadoras principales, una en línea y otra de respaldo), equipos de comunicación y terminales remotas (RTU) ubicadas en mas de 25 subestaciones distribuidas a nivel nacional.
Desde el Centro de Control de Energía podemos realizar operaciones de apertura y cierre de interruptores de líneas (138 kv., 69 kv., así como cambio del derivador de tensión de los Transformadores). Podemos de igual manera tener control y supervisión de mediciones tales como potencia activa (P), potencia reactiva (Q), tensión (Kv) e intensidad de corriente (A), tanto de líneas, transformadores, barras y la frecuencia (Hertz).
Para realizar estas operaciones desde el Centro de Control de Energía, necesitamos una simple operación por parte del operador de subestaciones, la cual consiste en la activación del selector correspondiente colocado en el gabinete del elemento sobre el cual se va a realizar la operación. Dicho selector tiene dos posiciones: Estación y CCE.
Cuando el selector se encuentra en posición Estación, el operador de la subestación tiene el control sobre el elemento; es decir, la apertura o cierre de líneas y/o transformadores no puede realizarse desde el Centro de Control de Energía. Cuando el selector es colocado en posición CCE, el Centro de control de Energía puede realizar la operación.
Es importante hacer notar, que no importa la posición del selector para recibir las mediciones de potencia activa, potencia reactiva, amperaje, voltaje y frecuencia, así como las indicaciones de posición de los interruptores y seccionadores.
La tarea principal de un CCE en sistemas eléctricos de potencia, esta formada fundamentalmente por las funciones de:
1ero. Preparar los programas de Generación Diaria y Semanal.
2do. Modificación de esos programas de acuerdo con los eventos no programados que se presentan durante la operación del sistema.
3ero. Supervisar y controlar la ejecución de los programas verificando la seguridad y economía de la operación, minuto a minuto del sistema.
2.3. DESCOMPOSICION FUNCIONAL
a) Control Automático de Generación (CAG).
Esta función determina la generación requerida para satisfacer la carga actual del sistema y repartir la generación entre las unidades bajo regulación, coordinando la operación de los recursos de generación disponibles.
b) Despacho Económico.
Esta función se ejecuta dentro de periodos que van desde 3 minutos hasta 20 minutos, dependiendo de las condiciones del sistema y de las políticas de operación del sistema. El uso de factores de penalización calculados para las condiciones de operación cuando se efectúa el cálculo de despacho económico. Se hará tomando en cuenta toda la generación que se pueda despachar, tanto en forma manual como automática, más la generación de base.
Control Supervisorio.
La incorporación del control supervisorio de interruptores no es cosa sencilla, puesto que normalmente este tipo de operaciones han sido realizadas a nivel de subestaciones por lo que en una primera etapa solamente se reportan los cambios de estados y gradualmente se pueden ir incorporando funciones de telemando.
Supervisión del sistema.
Esta función requiere de la medición de una gran cantidad de puntos en el sistema a través del monitor y el software adecuado. Esta función proporciona al operador las condiciones actuales del sistema.
Estimación de Estado.
La información del sistema, que se obtiene a través de las terminales remotas, normalmente contiene errores que pueden ser relativamente grandes, producidos por errores en el equipo de medición, del equipo de comunicaciones, transductores, convertidores analógicos- digitales, etc. Al procesado de la información del estado del sistema, incluyendo la configuración topológica del sistema, a través de un método estadístico para obtener el vector de estado del sistema, formado por los voltajes nodales complejos del modelo eléctrico del sistema.
Análisis de seguridad en estado estable.
Esta función incluye Las siguientes sub-funciones:
Estudio de flujos, análisis de contingencia y evaluación de reservas.
El estudio de flujos permitirá el análisis de las condiciones del sistema, tanto actual como futura y el efecto de acciones planeadas sobre el sistema.
El análisis de contingencia permite evaluar el impacto potencial de la salida de líneas y generadores sobre el sistema.
La evaluación de reservas permitirá el reparto del margen de reserva entre los diferentes generadores, considerando dos tipos de reservas: Rodante y Stand-by.
Control del sistema de potencia.
La operación y control de los sistemas de potencia involucran el manejo de gran cantidad de variables para obtener la estrategia óptima de operación mediante algoritmos de control que resultan muy complejos para sistemas de control analógico, requiere de una alta confiabilidad de operación, transmisión de información a grandes distancias, datos para estadística, reportes y estudios del sistema.
La utilización de computadoras digitales orientadas al control de procesos resultan adecuadas para resolver favorablemente los problemas que presenta la operación y control de un sistema de potencia, ya que pueden realizar en forma precisa y confiable la obtención y procesamiento de la información, para presentarlas en terminales de operación de una manera fácil de interpretar por el operador del sistema, los que pueden decidir, utilizando dicha información, las acciones de control necesaria para la correcta operación del sistema, prácticamente en forma instantánea y con gran seguridad, además, los datos, reportes y estadísticas del sistema se pueden obtener de una manera económica y rápida.
Los esquemas de control con computadoras digitales deben prever de posibilidad de fallas de equipos que configuren dichos esquemas y que afecten la continuidad del servicio. Por ello, generalmente usan esquemas duales (dos computadoras, canales de comunicación con respaldo, etc.). En estos casos, una computadora trabaja en línea llevando la responsabilidad del control, y la otra esta operando en respaldo. Esta última generalmente se utiliza para realizar estudios o trabajos fuera de línea, necesarios para la actualización y/o desarrollo de nueva programación de aplicación.
En un sistema de potencia, la obtención de la información se refiere a potencia real y reactiva, corriente, voltaje, frecuencia, estados o posición de dispositivos, etc. y las acciones de control están relacionadas con apertura o cierre de interruptor y seccionadores, cambiadores de derivaciones de transformadores, etc. Los esquemas de control con computadora digital operan en un ámbito de tiempo real, esto es la velocidad con que se adquiere la información y/o se realizan las acciones de control es mayor que la velocidad de cambio de las variables medidas, dentro de cierto rango de variación. Esto es valido en estado estable.
Junto con los dispositivos automáticos a nivel local, tales como reguladores, cambiadores automáticos de derivación en transformadores, etc. y el desarrollo de la transmisión digital de voz y la capacidad de computadora, la implementación de esquemas centralizados de control con computadoras que hacen posible la adquisición, transmisión y procesamiento de gran cantidad de información a muy alta velocidad y proporcionan los medios para un control en línea en tiempo real, es posible realizar funciones tendentes a lograr los objetivos fundamentales en la operación de un sistema eléctrico en estado normal que se pueda resumir en :
La continuidad del servicio que garantiza el suministro de energía al usuario en una forma confiable mediante una supervisión y manejo racional de los elementos del sistema.
La economía en la operación, que garantice el uso de unidades generadoras de tal manera que se minimicen los costos de operación.
La seguridad del sistema, que es la condición de operación normal que permita soportar perturbaciones sin pasar a estados de emergencia.
2.4. Componentes principales de un CCE.
Los principales elementos que integran el sistema de control son:
Equipos de adquisición de datos y control.
Equipos de comunicaciones.
Computadoras.
Interfaz Hombre/Maquina.
Sistema operativo de tiempo real.
Fuente ininterrumpida de potencia (UPS).
Edificio.
Elemento Humano.
El Subsistema de recolección de datos y control
Esta formado por:
La Unidad Terminal Remota (RTU). Este dispositivo constituye el interfaz entre la instrumentación y el equipo de control con los canales de comunicación y el equipo de una estación maestra con el centro de control.
La programación asociada con la adquisición de datos, además de manejar el proceso de recolección de información y depositarla en la memoria de computadora, también ejecuta chequeo de errores, conversión a unidades de ingeniería, chequeo de límites a la coordinación con programas de aplicación. La ejecución de estos programas deberá ser rápida y para lograrlo se tiene residentes en la memoria principal. Tiene una prioridad elevada y debería ser lo más independiente que sea posible del sistema operativo.
El Subsistema de Comunicaciones.
Los canales de comunicación serán canales dedicados a esta función. Además de la calidad del canal de comunicaciones, la transmisión de datos requiere de un ancho de banda adecuado para lograr la transmisión a la velocidad deseada.
Los canales de comunicación típicos son:
Microondas, Ondas portadoras, VHF, UHF y línea telefónica. Las características más importantes de los mensajes incluyen: seguridad, eficiencia, capacidad de direccionamiento y compatibilidad.
Los estándares dependen en gran medida del fabricante y de las características de su equipo.
La seguridad del mensaje es muy importante y existen varios esquemas de codificado para proporcionar la seguridad de la transmisión de la información.
La eficiencia de la transmisión tiene una gran influencia en la selección de la velocidad y el número de canales de comunicación. La posibilidad de errores y el criterio de repetición de mensaje también deben ser considerados.
La capacidad de direccionamiento es fundamental puesto que puede llegar a limitar el crecimiento del sistema de adquisición de datos.
La compatibilidad es importante cuando se integran equipos de varios fabricantes.
La programación en el subsistema de comunicación constituye el elemento que determina que datos deberán ser recolectados, los intervalos de barrido, la estructura del banco de datos, procesamiento de la información recibida, capacidad de crecimiento y las interfaces del usuario con el banco de datos.
Subsistema de cómputos.
Este subsistema constituye la parte vital del centro de control.
Los componentes básicos que integran este equipo son:
Unidad central de proceso.
Dispositivos controladores de entrada/salida.
Memoria principal y equipo periférico.
La Unidad Central de Proceso.
Es el ejecutor y coordinador. Realiza las operaciones aritméticas y las decisiones lógicas. La memoria principal almacena los programas y los datos requeridos por aquellos. Los controladores de entrada/salida realizan la transmisión de datos entre la memoria principal y los periféricos, mientras que los periféricos convierten la información en forma legible al operador y en formatos adecuados para su uso por la computadora.
La Unidad Central de Proceso, bajo la dirección del sistema operativo, ejecutara los programas de aplicación los cuales a su vez proporcionaran la supervisión y control del sistema de potencia y el banco de datos del Centro de Control.
El equipo de cómputos para el tipo de aplicación de que estamos hablando, requiere que se consideren factores como: longitud de palabra, tamaño máximo de memoria principal, memoria auxiliar y capacidad de transferencia de información.
La longitud de palabras será de 24 bit y las capacidades de memoria principal sera del orden de los dos y medio millones de bits.
La memoria auxiliar, un elemento crucial para una respuesta rápida del sistema. La capacidad de transferencia de información en la memoria principal y la auxiliar es crítica, ya que dado el volumen de información que se maneje, este presenta una carga considerable sobre el proceso de transferencia de entrada/salida.
La memoria principal puede ser de dos tipos: Magnéticos y de Estado Sólido.
La memoria de estado sólido, aunque volátil, puede ser usada en conjunción con sistemas de alimentación y no interrumpidles.
El tamaño de la memoria principal esta generalmente determinado por las necesidades de los programas y datos recientes, el mayor programa que requiere en el área restante y el área destinada a crecimiento sin necesidad de utilizar otros módulos adicionales a la memoria.
El ambiente de tiempo real, la operación concurrente de los diferentes tipos de programas requiere de mecanismos de protección de la memoria para intervenir la destrucción inadvertida de programas.
Esto puede llevarse a cabo por medio de Hardware o Software.
En la mayor parte de los Centros de Control, el criterio de la configuración dual es dominante.
En el esquema dual, el sistema de cómputos tiene una imagen de espejo:
Los dos equipos poseen idénticos componentes, cada uno esta formado por un procesador central, memoria principal y memoria auxiliar.
La distribución de funciones puede asignarse a los dos procesadores. Las funciones críticas se efectúan en uno de ellos, al que se le llamara “en línea”. El resto de las funciones se efectuara en el procesador de respaldo, o fuera de línea.
En caso de falla de la computadora en línea, se suspenden las funciones no críticas del procesador de respaldo, para que este tome las funciones criticas, convirtiéndose así en el procesador en línea.
El esquema de funcionamiento seria el tener todas las funciones supervisión y control, independientemente de su importancia, en la computadora en línea para que la otra fuese utilizada para cálculos fuera de línea, desarrollo de programas, etc. En caso de falla de la computadora en línea, la computadora de respaldo tomara sus funciones. El procedimiento de transferencia de funciones puede ser manual o automático, y es denominado esquema de “Fail-Over”.
Se tiene dos niveles de cómputos, que denominaremos frontal y de procesos.
La distribución de funciones se efectúa de la siguiente manera:
En el nivel frontal se asignan las funciones de recolección de datos, el manejo de las señales de control y, en general, todas las comunicaciones. En el segundo nivel de proceso se realizan las funciones que requieren una gran cantidad de cálculos y almacenamientos en la memoria principal.
Interfaz Hombre/Maquina (I H/M).
La comunicación entre el procesador y el equipo de supervisión y control del sistema de potencia, se efectúa fundamentalmente a través de la terminal de tubos de rayos catódicos (TRC). Este dispositivo constituye la ventana para observar y modificar, si así se desea, el comportamiento del sistema en estado estable.
En la actualidad, el tubo de rayos catódicos puede proporcionar toda la salida y entrada de información requerida en el centro de Control.
Los desplegados en el TRC deberán estar diseñados de forma tal que llenen las necesidades de interacción Hombre/Maquina para:
La operación del sistema de potencia, diagnostico del sistema de control, desarrollo de programación, mantenimiento del banco de datos de los propios desplegados.
El operador, a través del TRC, debe tener la facilidad de:
Supervisar y/o Controlar:
La generación y carga del sistema.
Las condiciones de red eléctrica en estado estable.
El estado de interruptores.
Las maniobras en subestaciones y plantas.
Las alarmas del sistema eléctrico.
Las alarmas del sistema de cómputos.
La seguridad del sistema (de potencia y de cómputos).
Los cortes y restablecimientos de cargas.
Planear las maniobras de operación.
Anotar y reportar la información de la operación, tanto del sistema eléctrico como de control.
Invalidar o reiniciar cualquier función en tiempo real.
La capacidad de modificar cualquier dato, de invalidar su barrido, o no utilizarlo en los programas de aplicación es necesario, ya que es muy probable la presencia de datos erróneos. El operador puede además, requerir la modificación de algún parámetro del sistema, por lo que debe disponer de medios para actualizar en forma manual, cualquier dato, ya sea faltante o cancelado.
El operador deberá disponer de la flexibilidad suficiente para modificar las características de operación del sistema de cómputos, suprimiendo algunas funciones cuando lo considere conveniente.
La supervisión y el diagnostico del equipo del Centro de Control se hará a través del TRC.
Esta función incluirá:
- Un resumen del estado actual de cada estación remota, indicando si la estación esta participando en el barrido. Si es así, reportar si algunas condiciones se desvían de lo normal.
- Desplegado dinámico de la información que se recibe de la UTR.
-Resumen de errores del enlace de comunicaciones, indicando el numero de veces que algún tipo de error o falla se ha presentado.
- Desplegado de la actividad en tiempo real de la computadora, indicando en forma dinámica los programas que se están ejecutando y los que están programados para ejecución.
- Capacidad a través del TRC, de copiar en memoria auxiliar datos de tiempo real seleccionados por el operador.
Sistema Operativo de Tiempo Real (SOTR).
En todos los sistemas de cómputos, independientemente de su tipo, ya sea de aplicación particular o de propósito general, la parte modular (SOTR), lo que determina su capacidad, su manejo de recursos, la respuesta del sistema, esta estrechamente vinculada a la eficiencia de su sistema operativo.
El costo de desarrollo, los anos- hombre de trabajo invertido en el software y los costos futuros de mantenimiento, operación y desarrollo del software, dependen fundamentalmente del sistema operativo y en nuestro caso el SOTR.
En el ambiente del tiempo real, el sistema operativo lleva la función de repartir, ordenar eficientemente el tempo y la memoria de la Unidad Central de Proceso, la memoria principal, la transferencia de información a la memoria auxiliar y a los dispositivos entrada/salida.
El SOTR se acomoda dentro de la estructura de interrupción y prioridades de la computadora. Esta integrado fundamentalmente por los siguientes programas:
El ejecutivo
El programador de tareas periódicas
El procesador de entrada/salida
Manejo de archivos, generador del sistema y contabilidad del proceso de cómputos.
2.5. Justificación de un CCE.
El objetivo en la operación de un sistema de potencia es mantener un estado de balance entre la producción y los centros de consumo de la energía eléctrica, haciendo esto con una gran calidad y seguridad al menor costo posible. Calidad, seguridad y economía no pueden ser tratados independientemente uno de otro, y de esta manera el problema es encontrar la posibilidad de operación mas económica dentro de los limites establecidos de seguridad y calidad.
La calidad y seguridad en un sistema de potencia significa la capacidad para suplir al consumidor de manera continua con energía eléctrica, teniendo un correcto voltaje y frecuencia adecuada. La economía simplemente significa producir, transmitir y distribuir energía eléctrica de la forma mas barata. La operación optima de un sistema de potencia, es pues, un compromiso entre esos dos objetivos, con el paso del tiempo. Los sistemas de potencia se expanden como resultado de interconexión de sistemas regionales y el creciente consumo de energía eléctrica.
Se ha hecho, pues, necesario el desarrollo de supervisión y coordinación de varias partes del sistema para incrementar la seguridad y la economía en la operación de un sistema de potencia. Lo que ocurre cuando la adecuada supervisión y coordinación de sus varias partes se rompen, es hoy muy conocido para muchas personas alrededor del mundo. Los distribuidores de energía se enfrentan hoy con una demanda en crecimiento mientras operan con márgenes muy pequeños. Para encontrar la manera optima de producir, los operadores necesitan información completa (exacta) y al instante acerca del estado actual del sistema de potencia.
Para ayudar a los operadores para encontrar la manera óptima de operación del sistema de potencia, el necesita un sistema que pueda:
Presentar gráficos del sistema de potencia con la configuración actual.
Presentar gráficos de las diferentes partes del sistema de potencia, actualizado al estado actual.
Alertar al operador cuando el estado es cambiado, y señalar donde ha ocurrido el cambio.
Alertar al operador cuando valores especificados han alcanzado sus límites.
Transmitir al sistema de potencia las acciones que el operador inicia (tales como operación de interruptores, establecimiento de puntos de control, etc.).
Documentar todos los eventos que ocurren en el sistema de potencia.
Un sistema con estas facilidades es llamado un sistema a Control Remoto.
Existen, por supuesto, dos importantes funciones que el sistema debe ejecutar:
a) Tener información acerca del sistema de potencia que sea completa (todos los datos disponibles), correcta (sin errores) y actualizada.
Presentar la información al operador en una manera tal que la entienda, descubra situaciones anormales a tiempo y de manera fácil pueda introducir comandos de operación.
La función (a) significa que la información debe ser actualizada en un ciclo de tiempo corto y que la información debe ser recolectada con un alto nivel de seguridad.
La función (b) significa que el trabajo del operador debe ser realizado tan fácil como sea posible y llevado a cabo con una alta calidad.
El sistema de Control Remoto debe dar al operador una buena imagen de cómo el sistema de potencia esta operando en cada momento. También ayuda al operador en su búsqueda para el mejor manejo del sistema de potencia, considerando la seguridad, calidad y aspectos económicos.
2.6. Características de un Centro de Control de Energía.
2.6.1. Análisis de la Red.
Este análisis consiste en:
- Modelado del sistema.
- Actualización por tele medida.
- Análisis por contingencia.
- Creación dinámica de contingencia.
- Calculo de perdida de transmisión.
- Optimización modelo: reducción de pérdida reactiva y recomendaciones de explotación.
2.6.2. Prevención y Programación.
Esta consiste en:
- Previsión de cargas en el sistema en línea.
- Asignación de unidades.
- Optimización de Hidro-Térmicas.
- Intercambios: Devolución económica, negociaciones (eventos).
2.6.3. Encargado de operación.
Es la persona responsable de vigilar y supervisar todo lo referente al sistema en su proceso de operación, elaborando la programación diaria en base a la programación semanal interna, teniendo en cuenta las circunstancias presentes y evaluando la seguridad y economía de la explotación; elaborar los análisis de incidencias ocurridos en la red y los planes de reposición del servicio, realizar la coordinación en el proceso de programación semanal de los descargos y mantenimientos preventivos de la red de alta tensión.
2.6.4. Encargado de Turno.
Tiene la responsabilidad de dirigir las operaciones en el sistema eléctrico, supervisar los diferentes puntos de medida y controlar las variaciones en dichos puntos.
2.6.5. Operadores.
Son los encargados de operar las consolas del sistema y los dispositivos periféricos del Centro de Control de Energía y mantener junto al encargado de turno, el sistema estable.
2.6.6. Seguridad operacional.
Al realizar operaciones en el sistema eléctrico, este debe permanecer después de la operación en un estado estable. Para asegurar que una
determinada operación se ejecute con éxitos, eficiencia y evitando errores lamentables, se tienen personas responsables de asistir y asesorar al personal que va a ejecutar dicha operación.
3. Descripción y Funcionamiento de los Equipos componentes del Centro de Control de Energía.
3.1. Unidad Terminal Remota (RTU)
3.1.1 El Problema.
Las redes de transmisión y distribución de energía están siendo continuamente extendidas. Esto se aplica no solo a las redes que distribuyen electricidad, sino también a los que distribuyen gas, aceite, agua y calefacción; para la operación segura y económica de dichas redes de transmisión y distribución, las compañías dependen de facilidades de control de redes. Las tareas de adquisición, procesamiento y control de datos de una S/E. al igual que la transmisión bidireccional de datos entre sistemas eléctricos y el CCE.; son hechas por los sistemas de telecontrol son determinados principalmente por las condiciones y obstáculos impuestos por:
El proceso envuelto.
Redes de comunicación.
Sistemas.
Seguridad.
Confiabilidad.
Además de las funciones tradicionales
Que los sistemas de telecontrol tenían que hacer en el pasado (adquisición y control de datos). Los sistemas modernos de telecontrol mas y mas son requeridos a proveer un mayor grado de funcionalidad dentro de las estaciones como:
- Cronometrar información.
- Automatización local.
- Almacenamiento de datos distribuidos.
- Pre-procesamiento de datos adquiridos.
- Servir como interfaces de relé de protección digitales.
Otro requerimiento que debe cumplir la estructura y el concepto de los sistemas incluye:
Modularidad de equipos y funciones.
Numero mínimo de tipos y funciones.
Diseño compacto.
Sistema programable.
Fácil expansión.
Facilidades orientadas al usuario para pruebas y diagnósticos.
3.1.2. Solución.
SPIDER RTU200
RTU: Unidad Terminal Remota.
Estas unidades ofrecen todo lo esperado de un sistema moderno.
Alto rendimiento.
Alto grado de confianza.
Facilidad de mantenimiento.
Diseño moderno.
Configurable a varios niveles de redes.
Resolución de tiempo en milisegundo.
Funciones de automatización local.
Relés de protección digital a ser conectados.
3.1.3. La Unidad Terminal Remota (SPIDER RTU200).
Es un sistema de tele control estándar en familia de sistemas de “ABB” SPIDER para sistemas de control de redes, es controlada por microprocesadores modulares, diseñada y optimizada para aplicaciones con cantidades de información entre los 100 y 1000 puntos.
La RTU es empleada para la adquisición, procesamiento y transmisión de datos, tanto como para tareas de automatización local en redes de electricidad, gas, agua y calefacción.
LA RTU puede ser usada:
Para comunicación de redes de sistemas de control localizados a nivel mas alto jerárquicamente.
Puede unir a RTU subordinadas.
Control de secuencia local (Registrador de eventos). En otras palabras, es extremadamente versátil.
3.1.4. Información de proceso.
Este consiste en la adquisición, procesamiento y distribución de datos.
3.2- Sistema de Telecontrol
El sistema de telecontrol del CCE esta constituido por todos los equipos necesarios para tomar los datos en las subestaciones, transmitirlo al centro y procesarlos, esto es, toda la plataforma de equipos para el procesamiento de los datos.
Posee dos computadores marca ”Digital” modelo DEC-3000, con la siguiente configuración:
-160 MB de de memoria RAM.
-175 Mhz de velocidad de procesamiento.
-3.5 GB de capacidad de almacenamiento de disco.
Estos computadores funcionan de la siguiente manera:
Existe un computador que esta en modalidad On-line, mientras que otro esta en modalidad Stand-by, es decir, en el computador que esta On-line es donde realmente se esta corriendo el sistema en ese momento, pero los datos que llegan desde el proceso actualizan ambos computadores y siempre ambos computadores con datos actualizados.
Si el computador On-line sufre alguna falla o es sacado por alguna otra razón (mantenimiento, realización de back-up o alguna otra causa) automáticamente el otro computador que esta en stand-by asume la modalidad On-line y toma el control del proceso.
Este tipo de configuración dual le garantiza al sistema una mejor confiabilidad ya que en las subestaciones la información es recolectada por la RTU y transmitida por diferentes medios de comunicación al RCS, o Front End 200 el cual le transmite a través de las redes locales (LAN) al servidor de aplicación el cual la despliega a los paneles mímicos (pantalla) donde puede ser visualizada por el personal.
De igual manera, contamos con una configuración dual para los controladores de comunicación (Front End), donde también tenemos uno On-line y otro Stand-by. Los Front-End son los equipos encargados de llevar la información, recolectadas, por la RTU y traídas a ellos a través de las líneas de comunicación, a los computadores (Application Server) para procesamiento.
También contamos con dos servidores de impresión, en los cuales podemos generar los reportes con la información ya procesada por el sistema. Cada uno de estos servidores tiene la capacidad para conectar hasta ocho impresores. En este momento tenemos tres impresores conectados al sistema, uno para los eventos del sistema de potencia, otro para los eventos del sistema de control y otro para los reportes de mediciones del sistema de potencia.
Tenemos otra impresora, la cual no esta conectada a ninguno de los servidores de impresión, sino que esta conectada directamente a la red (LAN). Existe también un computador personal (PC) conectado a la red, a través del cual podemos realizar labores de mantenimiento de la base de datos del sistema y también podemos obtener informaron del sistema para la realización de gráficos de barras, pasteles, etc.
Esta impresora (Hard-Copy) nos sirve para la impresión directa de cualquier pantalla o despliegue que quiera realizar en algún momento.
El Large VDU es una pantalla de aproximadamente diez pies en la cual podemos proyectar y direccional cualquier despliegue o grafico de la misma manera que lo realizamos con cualquiera de los monitores de las computadoras.
La Workstation 3 es una computadora de características similares a los dos computadores principales, con la diferencia de que el sistema SCADA no se esta ejecutando en ella, pero a través de la red (LAN) podemos accesar al sistema en el computador que se esta ejecutando (On-line).
Todos estos equipos están conectados entre si a través de una red local (LAN) del tipo ETHERNET con velocidad de 10 Mbites por segundo.
3.3- CCE Uninterruptible Power Supply (UPS)
UPS. (Fuente de poder interrumpida).
3.3.1- Función:
La fuente de poder interrumpida (UPS) esta conectada entre los equipos de consumo o instalaciones (carga) y la alimentación principal.
Su función es garantizar una energía continua y condicionada a la carga por un tiempo determinado (tiempo de autonomía).
El voltaje de salida, frecuencia y control de amplitud del UPS garantizan energía de salida consistente y estable. Las fluctuaciones de voltaje y cambios de frecuencia que se presentan usualmente en los sistemas de potencia, no afectan el voltaje de salida del UPS.
Mediante la utilización de conversión doble de energía, de AC a DC y de nuevo a AC, todas las distorsiones principales son eliminadas. Así cada unidad conectada al sistema de UPS esta protegida contra distorsiones que se presentan usualmente en los sistemas industriales. Esto es especialmente importante para dispositivos electrónicos sensible, tales como sistemas de computadoras.
Durante fallas largas o cortas de la fuente principal de energía, el sistema de UPS garantiza una carga constante mediante las baterías. Las baterías están conectadas al rectificador y al inversor del sistema de UPS. En condiciones normales de operación el inversor (el cual alimenta la carga) es alimentado por el rectificador. En caso de una falla, las baterías alimentan al inversor. De esta manera, la carga es suplida sin interrupción. Como siempre, la carga solo puede ser suplida por un tiempo limitado (tiempo de autonomía). Si se requiere un tiempo de autonomía mayor, se recomienda la instalación de un generador diesel (planta eléctrica).
3.3.2- Estructura de sistema de UPS.
El UPS es un convertidor AC/DC/AC, además, esta compuesto por seis componentes esenciales:
- Rectificador/Cargador de baterías.
- Baterías.
- Inversor.
- Switch estático del Inversor.
- Bypass estático.
- Bypass de mantenimiento.
Todos estos componentes se encuentran localizados en solo gabinete.
3.3.3- Rectificador/Cargador de baterías.
El cargador es un rectificador trifásico de seis pulsos que convierte el voltaje AC en voltaje DC. La salida de DC del rectificador alimenta el inversor y las baterías. Las baterías están conectadas al rectificador a través de un obturador de saturación el cual reduce la corriente de las baterías, incrementando de esta manera la durabilidad de la misma.
El rectificador esta diseñado para alimentar al inversor en condiciones de carga máxima y simultáneamente las baterías con corriente máxima de carga. Normalmente, el voltaje de las baterías es mantenido en 423 voltios DC.
3.3.4- Baterías (Acumuladores)
Las baterías suplen energía en caso de una corta interrupción o falla total de la fuente principal de AC. En caso de una falla del rectificador, la carga será suplida por las baterías.
El número de celdas dentro de las baterías depende del tipo de batería y puede variar según los tipos de requerimientos del cliente. El numero estándar es de 192 celdas para las baterías de Níquel-Cadmio. La capacidad de las baterías (A/H) depende de la energía de salida del UPS y el tiempo de autonomía requerida.
3.3.5- Inversor.
El Inversor convierte el voltaje suplido por el rectificador o las baterías a voltaje AC de una amplitud y frecuencia precisamente establecidas que es conveniente para alimentar los mas sofisticados equipos electrónicos.
El control lógico del inversor restringe la corriente máxima de salida a 150% de la corriente nominal en caso de un corto circuito. En caso de sobrecarga (hasta el un 125% de la corriente nominal) es voltaje de salida es mantenido constante. Para corrientes más altas el voltaje de salida es reducido.
3.3.6- Switch estático.
Durante la operación normal del UPS, el switch estático esta cerrado y el bypass estático esta abierto conectando así la carga a la salida del inversor.
Durante una sobrecarga o una falla del inversor, el switch estático es abierto bypass estático es cerrado, proveyendo energía de una fuente de respaldo (Generador diesel, otro UPS, etc.).
3.3.7- Bypass de mantenimiento.
La función del bypass de mantenimiento es suplir energía directamente a la carga conectada durante una falla del UPS o durante el mantenimiento.
4. BENEFICIOS DEL CENTRO DE CONTROL DE ENERGÍA.
4.1. Beneficios.
Supervisión continúa de los parámetros de operación del SENI.
Mejora del registro y almacenamiento de los datos provenientes del SENI, permitiendo esto una mayor confiabilidad y exactitud al momento de analizar un evento determinado.
Mayor disponibilidad, consistencia y confiabilidad en la información.
Mayor eficiencia en la seguridad, operación y confección de informes.
Reducción del tiempo de falla en el sistema de transmisión.
Optimización del flujo de energía.
Mejor manejo de la carga durante las perdidas de generación.
Menor costo de operación y mantenimiento.
Menor consumo de combustible.
Mejor calidad del servicio.
4.2. Primera Etapa.
4.2.1. Alcances.
1. Adaptación al SCADA de la señalización, supervisión y control de los elementos de las siguientes subestaciones:
Santo Domingo: Haina 138 kv, Italo, Palamara, Villa Duarte, Cesar Nicolás Penson, Arroyo Hondo, Timbeque y Los Mina.
Zona Norte: Bonao II, Canabacoa, La Vega, Tavera, Puerto Plata y Smith Enron.
Zona Sur: Pizarrete, Valdesia, Jiguey, Aguacate y Cruce de San Juan.
Zona Este: San Pedro de Macorís.
2. Inicio en 1995 y concluyo en 1997.
3. Instalación del sistema de telecomunicaciones de datos para el sistema SCADA.
4. Sistema (en línea, redundante) para:
-Servidores de aplicación en el sistema central.
- Controladores de comunicación (Front End).
- Sistema de UPS.
5. Construcción del edificio del Centro de Control de Energía.
6. Costo total del proyecto.
- Financiamiento por parte del Fondo Nórdico de Desarrollo para ser usados en el suministro de materiales y equipos (US$ 7.2 millones).
- Financiamiento-donación por parte de la Agencia Sueca para el Desarrollo Internacional para cubrir servicios de consultaría (US$ 0.776 millones).
- Contrapartida local para la construcción del edificio CCE. Y para los gastos relativos a la ejecución del proyecto (US$ 2.54 millones).
- Costo total del proyecto (US$ 10.516 millones).
4.3. Segunda Etapa.
4.3.1. Alcances.
1. Adaptación al SCADA de la señalización, supervisión y control de los elementos de las siguientes subestaciones:
Santo Domingo: Matadero, Embajador, Herrera Nueva, Km. 10.5, La 40, Capotillo, Los Prados, Itabo Gas, Hainamosa y Los Mina 138 kv.
Zona Norte: Zona franca Santiago, La Gallera, Pimentel Nibaje y Navarrete.
Zona Sur: Barahona 138kv y Barahona 69kv.
Zona Este: La Romana 138kv, San Pedro de Macorís II, Boca Chica, Higuey y El Seybo.
2. Inicio en el 2001 y concluyo en el 2002.
3. Para mayor confiabilidad en las comunicaciones, se amplio el sistema de telecomunicaciones incluyendo el establecimiento de una ruta alterna con las instalaciones de equipos en la loma la Navisa, Provincia Sánchez Ramírez.
4. Instalación de:
Red local redundante a una velocidad de 100 Megabits/ seg. Para aumentar la eficiencia en la comunicación interna del sistema central.
Sistema GPS para la sincronización del tiempo entre el sistema central y las unidades remotas (RTU).
Dos nuevos servidores de aplicación en sustitución de los antiguos.
Dos PCU 400 en sustitución de los Front Ends antiguos.
Servidor de mantenimiento de la data del SENI.
Servidor Web para la comunicación con los demás entre el sistema.
2 impresoras láser a color y 3 impresoras láser blanco y negro.
5. Medición de nivel del embalse en las presas: Jiguey, Aguacate, Valdesia, Sabaneta, Sabana Yegua, Río Blanco, Hatillo Rincón, Tavera y López Angostura.
6. Implementación del sistema EMS. Dentro del grupo de funciones, se contrato la del estimador de estado, la cual permitirá a la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana realizar corridas de flujo y simulación de situaciones del SENI con datos provenientes del mismo proceso (en tiempo real).
7. Instalación del sistema Spreedsheet. Software utilizado para conectar la red local con el SCADA y así poder acceder a toda la información del SCADA, extraerla y mejorarla bajo el ambiente de la red local.
8. Costo total del proyecto.
-Financiamiento por parte de la Agencia Sueca para el Desarrollo Internacional para ser usados en el suministro de materiales y equipos (US$2.76 millones).
- Financiamiento-Donación por parte de la Agencia Sueca para el Desarrollo Internacional para cubrir servicios de consultaría (US$ 0.361408 millones).
- Contrapartida local para los gastos relativos a la ejecución del proyecto (US$ 0.400000 millones).
- Costo total del proyecto (US$ 3.521 millones).
4.4. Tercera Etapa.
4.4.1. Objetivos Específicos.
1. Adecuar las instalaciones del Centro de Control de Energía a los estándares modernos de calidad y exigencias del mercado, mediante el uso de equipos de tecnología de punta.
2. Mejorar la capacidad técnica-operativa y el control económico de la CDEEE.
3. Proveer al sector energético de una herramienta para hacer un uso más eficiente del SENI y por consiguiente, reducir el costo de energía a los consumidores finales.
4. Contribuir a mejorar la disponibilidad de potencia, la confiabilidad y la calidad del servicio, haciendo el país más atractivo a los inversionistas.
5. Perfeccionar los requisitos sobre el comportamiento de la oferta y la demanda, y asi contribuir a un mejor planeamiento del sistema de potencia.
6. Cumplir con la normativa vigente del código de conexión, mediante la cual la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana debe enviar todas las señales pertenecientes al sistema de transmisión y al Organismo Coordinador.
4.4.2. Alcances.
1. Actualización a la última versión del Sistema SCADA.
2. Automatización de 12 nuevas subestaciones
-Santo Domingo: Timbeque II
Zona Norte: Moca, Salcedo, san Francisco de Macorís, Monte Cristi, Dajabón, Mao, Moncion, Nagua y Puerto Plata II.
Zona Este: Juan Dolio.
Zona Sur: Cruce de Cabral.
3. Nuevas estaciones de trabajo para los operadores del SENI en la sala de control.
4. Nueva pantalla gigante 2 x 6 metros.
5. Instalación de dos estaciones de trabajo en el Centro de Control Santiago.
6. Nuevos equipos de telecomunicaciones para la transmisión de datos.
7. Costo total US$ 3.016 millones (fondo local).
4.4.3. Otros trabajos realizados.
1. Automatización y puesta en marcha de las subestaciones AES Andrés Interconexión, AES Andrés planta y Monte Río.
2. Instalación Consola para consultas del comportamiento del SENI a través del SCADA en:
- Administración general CDEEE.
- Administración de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED).
- Empresa generadora de Electricidad Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID).
-Empresa Generadora Seaboard.
- Empresa Generadora Itabo.
- Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado ( O.C.).
-Superintendencia de Electricidad.
5.0 – GENERALIDADES DE UN SISTEMA SCADA
SCADA es el acrónimo de Supervisory Control And Data Adquisition.
Comprende todas aquellas soluciones de aplicación para referirse a la captura de información de un proceso para realizar control sobre el mismo, o una serie de análisis y estudios con los que se pueden obtener indicadores que permitan un mejor manejo de lo que se este controlando.
Un sistema SCADA incluye una señal de entrada y salida, un hardware, controladores, interfase hombre-maquina, redes, comunicaciones y software.
El termino SCADA usualmente se refiere al sistema central que monitorea y controla un sitio completo o un sistema de despliegue de larga distancia. El lugar controlado captura informaciones sobre el comportamiento del sistema automáticamente por una Unidad Terminal Remota (RTU) o por un Controlador Lógico Programable (PLC).
La adquisición de datos inicia al nivel del RTU o del PLC e incluye lectores de medidores y equipo de estado que están comunicados con SCADA. Los datos son recopilados y formateados de tal manera que un operador en el centro de control usando la interfase hombre-maquina IHM puede supervisar apropiadamente decisiones que pueden ser requeridas para ajustar o normalizar el estado en los controles RTU (o PLC).
[pic]
Los sistemas SCADA son típicamente implementados en bases de datos distribuidas que contienen elementos de datos llamados puntos. Un punto representa un valor de salida o entrada monitoreado o controlado por el sistema.
Los valores de los puntos normalmente son guardados como combinaciones de valores y tiempos.
La obtención de los datos por el sistema SCADA parte desde el PLC, RTU y otros controladores por medio de algún tipo de red y luego esta información es combinada y formateada. Un HMI puede tener también vínculos con una base de datos para provee las tendencias, los datos de diagnóstico y manejo de la información así como un cronograma de procedimientos de mantenimiento, información logística, esquemas detallados para un sensor o maquina en particular, incluso sistemas expertos con guía de resolución de problemas.
Un sistema SCADA permite:
La Posibilidad de crear paneles de alarma, que exigen la presencia del operador para reconocer una parada o situación de alarma, con registro de incidencias.
La Generación de históricos de señales, que pueden ser transportados sobre una hoja de cálculo. Se puede obtener una Secuencia de Eventos con el tiempo exacto de su ocurrencia. Los equipos instalados en el campo, y desde donde se originan los eventos, se encuentran sincronizados a través de un GPS, lo cual da confiabilidad y exactitud precisa a la información obtenida. Los valores de tiempo etiquetan a los eventos en milisegundos.
Ejecución de programas, que modifican la ley de control, o incluso anular o modificar las tareas asociadas al autómata, bajo ciertas condiciones.
Posibilidad de programación numérica, que permite realizar cálculos aritméticos de elevada resolución sobre la CPU del ordenador.
5.0.1 - Tipos de datos
Datos analógicos (por ejemplo números reales) que por lo general son presentados en gráficos. Ej. valor del voltaje de una línea de transmisión.
Datos digitales (on/off) que pueden tener alarmas asociadas a un estado o al otro. Ej. un interruptor tiene el estado “abierto” o “cerrado”.
Datos de pulsos (Ej. conteo de revoluciones de un medidor) que serán normalmente contabilizados o acumulados.
5.0.2 - Módulos de un sistema SCADA
Los módulos o bloques software que permiten las actividades de adquisición, supervisión y control son los siguientes:
Configuración: Permite al usuario definir el entorno de trabajo de su SCADA, adaptándolo a la aplicación particular que se desea desarrollar.
Interfaz gráfico del operador (HMI): Proporciona al operador las funciones de control y supervisión. La interfaz primaria al operador (interfaz hombre-máquina) es una pantalla de computadora normal que muestra una representación del elemento del campo en forma gráfica (diagrama unifilar). La información de los dispositivos se muestra como dibujos o esquemas en primer plano sobre un fondo estático. Mientras los datos cambian en campo, la información gráfica es actualizada. El sistema puede contar con muchos diagramas unifilares, y el operador puede seleccionar los más relevantes en cualquier momento.
El paquete HMI para el sistema SCADA típicamente incluye un programa de dibujo con el cual los operadores o el personal de mantenimiento del sistema usan para cambiar la manera que estos puntos son representados en la interfase.
Módulo de proceso: Ejecuta las acciones de mando preprogramadas a partir de los valores actuales de variables leídas.
Gestión y archivo de datos: Se encarga del almacenamiento y procesado ordenado de los datos, de forma que otra aplicación o dispositivo pueda tener acceso a ellos. Los datos se procesarán para detectar condiciones de alarma, y si una estuviera presente, sería catalogada y visualizada en listas especiales de alarmas. En un sistema SCADA Las alarmas permanecen activas hasta que el operador hace su reconocimiento, otras son permanentes hasta que el evento que la produjo sea normalizado.
Comunicaciones: Se encarga de la transferencia de información entre la planta y la arquitectura hardware que soporta el SCADA, y entre ésta y el resto de elementos informáticos de gestión.
El Sistema de Comunicación comprende la transmisión de los datos desde las estaciones remotas al sistema central, independientemente del tipo de transmisión que se utilice.
La comunicación de datos entre computadoras involucra la transmisión de mensajes desde un transmisor a un receptor directamente a vía una computadora intermedia. Cada mensaje, comunicado vía otro procesador, está parcialmente transmitido y parcialmente procesado.
El sistema central recibe la información de las estaciones remotas a través del RCS (Remote Communications Server).
La información entre el RCS y la RTU, es intercambiada mediante una comunicación asíncrona, binaria y serial. Existen dos convertidores paralelo-serial, uno localizado en el RCS y otro en el lado de la RTU.
Unidad de Terminal Remota (RTU)
La RTU se conecta al equipo físicamente y lee los datos de estado como los estados abierto/cerrado desde una válvula o un intercambiador, lee las medidas como presión, flujo, voltaje o corriente. Por el equipo el RTU puede enviar señales que pueden controlarlo: abrirlo, cerrarlo intercambiarlo la valvular o configurar la velocidad de la bomba. La RTU puede leer el
estado de los datos digital o medidas de datos análogos y envía comandos digitales de salida o puntos de ajuste análogos.
Sistema Central. El termino "Sistema Central" se refiere a los servidores y el software responsable para comunicarse con el equipo del campo (RTU’s, PLC’s, etc.) en estos se encuentra el software HMI corriendo para las estaciones de trabajo en el cuarto de control, o en cualquier otro lado.
[pic]
El sistema SCADA usualmente presenta la información al personal operativo de manera grafica, en la forma de un diagrama de representación. Esto significa que el operador puede ver un esquema que representa la estación que está siendo controlada. Los diagramas de representación pueden consistir en gráficos de líneas y símbolos esquemáticos para representar los elementos del proceso, o pueden consistir en fotografías digitales de los equipos sobre los cuales se animan las secuencias.
5.1 – CODIFICACIÓN ELEMENTOS DEL SCADA
El sistema SCADA instalado en el CCE desde sus inicios, para la codificación de los elementos del SENI, utiliza las normas de la INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION IEC ESTÁNDAR publicadas en 1983.
Codificación nombre de subestaciones. Se utilizan 4 letras tomando la primera letra de cada palabra que compone el nombre de la S/E. Las primeras letras de la última palabra completan el código en caso de que el nombre de la S/E no tenga 4 palabras. Ver ejemplo en la siguiente tabla.
[pic]
Codificación nivel de voltaje. Se utiliza una letra como se ve en la sgte. Tabla.
[pic]
Otras codificaciones
W = Para equipos de distribución de energía
L = Línea de transmisión
B = Barra
X = Sistema de acoplamiento
T = Transformador
G = Generador
L = Carga
Otros equipos de la S/E
[pic]
Se debe destacar que en el caso de los seccionadores de campos de líneas el -Q11 será siempre el interruptor que mira el lado de la barra y el -Q10 el que mira el lado de la línea.
Zonas en las que se divide el SENI. Se utiliza una letra.
N = Norte
S = Sur
E = Este
C = Capital
Codificación para las mediciones del SENI. Se utilizan dos letras.
[pic]
Numeración de elementos. Elementos como transformadores, cargas y barras deben dentro de una misma subestación. Así podemos tener el T1, T2 como dos transformadores y el WB1 y WB2 como dos barras diferentes.
Por otro lado las líneas se numeran dentro de la zona a la que pertenecen y el rango va desde 1 hasta 99.
Alarmas y Señales de protección. La codificación de las señales de protección y alarmas depende generalmente del campo de donde se esté tomando la señal.
Ej. de codificación de una línea de transmisión.
WLENN24: Es una línea a 138kV, sale de la zona norte y termina en la zona norte y está definida como la No. 24.
WLFCS1: Es una línea a 69kV, sale de la capital y termina en la zona sur y está definida como la No. 1 para la sub-zona (capital-sur).
Ej. de codificación de mediciones.
PALAE WBE1 –AF Frecuencia en la Barra No.1 a 138kV en la S/E Palamara.
HMOSE WLECE3 –AP Potencia activa en la Línea No. 3 a 138kV que va de la S/E Hainamosa hacia la zona este.
VDUA TF1 -AQ Potencia reactiva en el lado de baja del Transformador No. 1 de la S/E Villa Duarte.
Ej. de codificación alarmas y señales de protección
PALA AL1-A51-AL4 BRK Automático CA Disparado
VDUA T1-A51-AL15 Nivel aceite. Bajo
CANAE WBE1 –A51-AL3 Prot. 87B (Diferencial) Falla
AHONF WLFCC11-A51-AL84 Prot. 21 Zona 1 Disparo
CNPEF WLFCC6 –Q1-F1 Circuito Disparo Falla
CNPEF WLFCC6 –Q1-B12 Recierre Bloqueado
CNPEF WLFCC6 –Q1-A11 Baja presión SF6 Alarma
CNPEF WLFCC6 –Q1-O13 RecierreTrifásico Actuado
HMOSE WXE –A51-AL17 Prot.50 BF Disparo
BON2E WLENC1 –Q1 Interruptor Abierto
[pic]
Señales dobles
5.1.1 – WS500
5.1.2 - Monitoreo y procesamiento de eventos
5.1.2.1 - Lista de eventos
Todos los eventos son almacenados en una lista de eventos, estos son presentados cronológicamente y la lista es actualizada automáticamente cuando un nuevo evento ocurre.
El tiempo que presenta la lista de eventos no es aquel con el cual se originó el evento sino el tiempo en que este evento es recibido en la base de datos del sistema SCADA en el CCE. Es importante aclarar que la velocidad con que se reciban los eventos en la base de datos mucho tiene que ver con la prioridad definida a la indicación y con la efectividad del Sistema de Telecomunicaciones.
La lista de eventos funciona como una pila y tiene un valor máximo de almacenamiento (dependiendo del límite que esté especificado el cual para nuestro caso es de 26,000 mensajes). Cuando llega un nuevo mensaje y la lista se llena, éste internamente reemplaza al mensaje más viejo almacenado aunque el despliegue lo sigue presentando de manera cronológica.
Se accede a la lista de eventos a través de la barra de menú, en la parte superior derecha del la ventana del WS500, a) haciendo clic en el icono “Lista de Eventos” o b) a través del menú seleccionando la opción Lista – Lista de Eventos, en la parte superior izquierda del WS500.
a)
[pic]
b)
[pic]
[pic]
El gráfico nos muestra que a las 15:14:32 El usuario RSA realizó una entrada manual y cambió la potencia activa instantánea de la unidad generadora Metaldom llevándola de 22.00 a 15.00 MW
La letra (M) que aparece en la parte derecha de la lista de eventos identifica que el tipo de evento ocurrido fue manual.
L = Relé Digital; evento causado por operación local
M = Evento registrado manualmente
S = Evento notificado por el servidor Hot Stand by
P = Evento iniciando un almacenaje de PMR
T = Digital en modo de prueba
Agrupamiento de eventos por lugar de origen
Para todo el SENI: Se pueden observar todos los eventos ocurridos en el SENI en su conjunto al seleccionar el diagrama del sistema de potencia (PSOV0101) a través del menú en la parte superior izquierda del WS500, y luego haciendo clic en el icono “Lista de Eventos”.
[pic]
[pic]
Para un Sub-Sistema: Se pueden observar todos los eventos ocurridos en los diferentes sub-sistemas del SENI (Generación, Transmisión y Distribución) al seleccionar el sub-sistema deseado (a través del menú en la parte superior izquierda del WS500) y luego haciendo clic en el icono “Lista de Eventos”.
[pic]
Para una Subestación: Se pueden observar todos los eventos ocurridos en una subestación al acceder a la subestación de interés, y luego haciendo clic en el icono “Lista de Eventos”.
Sistema de Telecontrol: Se pueden observar todos los eventos ocurridos en el sistema de telecontrol en su conjunto al seleccionar la opción Telecontrol, Sistema de Control (CSOV0101) a través del menú en la parte superior izquierda del WS500, y luego haciendo clic en el icono “Lista de Eventos”
[pic]
Clasificación en la visualización de eventos (Extractos)
La función “Extracto” es muy útil si desea organizar mensajes comunes, por ejemplo desde una lista de eventos, en una lista separada. En el sistema SCADA existen algunos extractos actualmente definidos.
Algunas listas del sistema pueden ser muy grandes y puede por lo tanto ser muy conveniente para ser disponible seleccionar información, la cual es de interés. Esto podría ser, por ejemplo, que usted esté muy interesado en cualquier evento el cual está ligado a una posición de estado de un interruptor.
La lista de extracto trabaja exactamente como una lista de eventos, que significa que este automáticamente se actualiza cuando algo ocurre.
Para seleccionar un extracto, desde una lista de interés (alarmas, eventos, SOE), nos dirigimos a la barra de menú y seleccionamos la opción “Extract”.
[pic]
Aparecerá la siguiente ventana, en la que nos muestra los extractos disponibles en el para el sub-sistema seleccionado.
[pic]
El gráfico muestra un despliegue con una lista de extractos disponibles. Luego presionamos el botón “Show Extract”.
[pic]
5.1.2.2 - Lista de alarmas
Esta lista funciona de forma semejante a la lista de eventos en cuanto a la etiquetación del tiempo, es decir, el tiempo que se presenta en pantalla corresponde al tiempo que marca el servidor de aplicaciones del SCADA al momento en que la alarma llega a la base de datos del CCE (no necesariamente el tiempo real del origen de la alarma).
Cada alarma emite un sonido al entrar a la lista de alarmas, como una forma de informar al operador de que algo ha ocurrido en el sistema.
Los mensajes de alarmas no se suprimen automáticamente, es decir la lista no funciona como una pila. Las alarmas no pueden ser sobrescritas por nuevas, si la lista de alarmas se llena, nuevas alarmas no pueden ser agregadas hasta que haya espacio disponible. El espacio se hace disponible reconociendo yo borrando alarmas. Cuando la advertencia "Lista de Alarmas Llena" aparece, las alarmas deben ser reconocidas yo borradas.
Se accede a la lista de alarmas de varias maneras:
A través de la barra de menú, en la parte superior derecha del la ventana del WS500, haciendo clic en el icono “Lista de Alarmas ”
[pic]
A través del menú seleccionando la opción Lista – Lista de Alarmas, en la parte superior izquierda del WS500
[pic]
La lista de alarmas contiene aquellas alarmas no reconocidas y las alarmas que son persistentes. Las alarmas no reconocidas son aquellas que aparecen al momento de ocurrir un evento configurado en el sistema (límites de alarmas, límites de advertencias, disparos, etc.), mientras que las alarmas persistentes son aquellas que luego de ser reconocidas, continúan siendo visibles en la lista de alarmas, debido a que la alarma continua estando activa.
Las letras que aparecen en la parte derecha de la lista de alarmas definen:
M = Alarma precipitada por la acción manual
S = Alarma notada por el servidor Hot Stand by
P = Alarma iniciando un almacenaje de PMR
Los mensajes marcados con un * son alarmas no reconocidas.
[pic]
Los colores, que se utilizan son:
Verde El mensaje desaparece después del reconocimiento
Amarillo El mensaje se mantiene después del reconocimiento (la alarma se convierte en persistente)
Alarmas visibles en el diagrama unifilar
Significado, cuales son, como se interpretan, etc. ??? (Ej. falla en interruptor)
Para un Sub-Sistema: Se pueden observar todos los eventos ocurridos en los diferentes sub-sistemas del SENI (Generación, Transmisión y Distribución) al seleccionar el sub-sistema deseado (a través del menú en la parte superior izquierda del WS500) y luego haciendo clic en el icono “Lista de Eventos”.
[pic]
Para una Subestación: Se pueden observar todos los eventos ocurridos en una subestación al acceder a la subestación de interés, y luego haciendo clic en el icono “Lista de Eventos”.
Sistema de Telecontrol: Se pueden observar todos los eventos ocurridos en el sistema de telecontrol en su conjunto al seleccionar la opción Telecontrol, Sistema de Control (CSOV0101) a través del menú en la parte superior izquierda del WS500, y luego haciendo clic en el icono “Lista de Eventos”
[pic]
Clasificación en la visualización de eventos (Extractos)
La función “Extracto” es muy útil si desea organizar mensajes comunes, por ejemplo desde una lista de eventos, en una lista separada. En el sistema SCADA existen algunos extractos actualmente definidos.
Algunas listas del sistema pueden ser muy grandes y puede por lo tanto ser muy conveniente para ser disponible seleccionar información, la cual es de interés. Esto podría ser, por ejemplo, que usted esté muy interesado en cualquier evento el cual está ligado a una posición de estado de un interruptor.
La lista de extracto trabaja exactamente como una lista de eventos, que significa que este automáticamente se actualiza cuando algo ocurre.
Para seleccionar un extracto, desde una lista de interés (alarmas, eventos, SoE), nos dirigimos a la barra de menú y seleccionamos la opción “Extract”.
[pic]
Aparecerá la siguiente ventana, en la que nos muestra los extractos disponibles en el para el sub-sistema seleccionado.
[pic]
El gráfico muestra un despliegue con una lista de extractos disponibles. Luego presionamos el botón “Show Extract”.
[pic]
5.1.2.3 - Secuencia de Eventos (Lista SOE)
El objetivo de la secuencia de eventos es proporcionar una historia de los acontecimientos para los propósitos de análisis de disturbios del sistema. A diferencia de la lista de eventos y la lista de alarmas, la lista de secuencia de eventos contiene mensajes del proceso con el tiempo exacto de ocurrencia. (marcado en la RTU y expresado en milisegundos).
Al igual que la lista de eventos la lista SOE funciona como una pila (cuando se llena el espacio destinado a los eventos del SENI, el siguiente evento sustituye al más viejo). Se pueden almacenar hasta 11,000 eventos.
Se accede a la lista SOE de varias maneras:
A través de la barra de menú, en la parte superior derecha del la ventana del WS500, haciendo clic en el icono “Secuencia de Eventos (SOE) ”
[pic]
A través del menú seleccionando la opción Lista – Secuencia de Eventos, en la parte superior izquierda del WS500
[pic]
Cuando en la secuencia de eventos, aparecen mensajes con unos asteriscos al lado izquierdo de la hora estampada por la RTU, significa que la RTU no se encuentra sincronizada con el sistema, lo que provoca una inconsistencia en el análisis de eventos en el momento deseado. Como se puede observar en la siguiente lista.
[pic]
¿Qué hacer? En este caso se debe reportar el inconveniente al Departamento de RTU, dependencia de la Dirección de las Telecomunicaciones.
La siguiente lista muestra los eventos correctamente sincronizados.
[pic]
Para su mejor visualización e interpretación los eventos en el SOE pueden ser clasificados y agrupados como los eventos en la lista de eventos. (Ver lista de eventos)
5.1.2.4 - Manipulación de listas de alarmas, eventos y SOE.
Para navegar entre listas utilice los botones de navegación de las listas, ubicados en la parte superior derecha del WS500.
[pic]
Atajo.
De igual modo, al estar visualizando algunas de las listas, usted puede hacer clic en el botón derecho del ratón y se desplegará el siguiente menú:
5.2 Time Tagged Data (TTD)
La función Time Tagged Data (TTD) del catálogo de valores es usada para almacenar mediciones que van a ser procesados juntos. Existen varios catálogos de valores definidos.
Esta función define la frecuencia con la que se almacena cada valor de cada punto en el sistema, es llamado también “Log” el cual es de suma importancia a la hora de elaborar reportes u observar el comportamiento de cualquier medición en un momento determinado.
En el sistema actual del SCADA-CCE se tienen 5 grupos de valores estos se agrupan a una frecuencia de tiempo diferente como se detalla a continuación.
Cada 5 segundos (valor puntual)
Cada 10 segundos (valor puntual) almacenamiento (5 días)
Cada 1 minuto (valor puntual) almacenamiento (30 días)
Cada 10 minutos (valor puntual) almacenamiento (5 días)
Cada 1 hora (valor puntual) almacenamiento (1 año)
Cada 1 hora (valor promedio)
Hasta ahora en el catálogo que se registra cada 5 segundos se han definido y se guardan informaciones referente a:
Frecuencia de los puntos críticos del sistema: PALA, PIZA, HMOS, VDUA, TIM2, ITAB, ZFSA, LMIN, JDOL, AAND, SENR.
Hasta ahora en el catálogo que se registra cada 10 segundos se guardan las siguientes informaciones de sumo interés para la supervisión y operación del SENI:
Frecuencia de barras a 138kV y a 69kV
Frecuencia en transformadores a 138kV
Voltaje de barras a 138kV y a 69kV
Voltaje líneas a 138kV
Potencia activa de líneas a 138kV
Potencia activa de transformadores lado a 138kV
Hasta ahora en el catálogo que se registra cada 1 minuto se han definido y se guardan informaciones referentes a:
Potencia activa de líneas a 69kV
Voltajes en transformadores a 69kV
Potencia reactiva de líneas a 138kV y 69kV
Voltajes de líneas a 69kV
Potencia activa de transformadores a 69kV
Potencia reactiva de transformadores a 69kV
Temperatura del transformador
En el catálogo que se registra cada 10 min. se guarda información referente a:
Número de errores de las RTU’s
Nivel de embalse de las presas
En el catálogo que se registra cada 1 hora (valor promedio) se guarda información referente a:
Niveles de embalse de las presas
Cálculos de generación
5.2.1 - Acceso a información histórica (de forma gráfica)
El sistema SCADA permite visualizar, desde el TTD, el conjunto de mediciones que se han originado en el SENI durante un período de tiempo determinado.
Para acceder a la información histórica del sistema SCADA, a través de los despliegues, en la barra de herramientas (parte superior de la ventana del WS500) seleccionamos el reloj.
[pic]
Luego de seleccionar el reloj, inmediatamente aparecerá un cuadro de diálogo para personalizar la selección de los valores deseados:
Una vez que se personaliza y se aplica la selección, la información del despliegue se muestra en el tiempo histórico seleccionado. Se activan los íconos siguientes en al barra de herramientas los cuales sirven para navegar dentro del tiempo.
Al momento de seleccionar una hora y fecha para acceder a los datos, el despliegue se ve como sigue: en color crema o gris los datos que pertenecen al catálogo seleccionado y están almacenados en el TTD, color magenta los datos que no se encuentran definidos en el catálogo seleccionado.
[pic]
Del gráfico anterior se puede notar que el voltaje en la barra y en las líneas, la frecuencia de la barra y la carga de las líneas son valores históricos reales y que pertenecen al catálogo seleccionado.
A la información histórica también se puede acceder a través de curvas. estas se seleccionan desde la barra de herramientas en el menú listas:
[pic]
[pic]
[pic]
5.2.2 - Acceso a información histórica (en forma digital)
El SpreadSheet es una hoja de cálculo de Excel con conexión directa al los servidores del SCADA y se utiliza principalmente para la extracción de datos históricos del sistema en forma digital.
Los datos del reporte son Data base “queries”, que consisten en campos y expedientes que se exportaran desde la base de datos del SPIDER al SpreadSheet. Dentro de estos están:
TTD (Query de series de tiempo)
RDB (Query de Base de datos)
AQL (Query general a través de la base de datos del SPIDER)
ODBC (Query general a través de cualquier base de datos que tenga una interfaz ODBC)
Actualmente se extraen, con este programa, reportes diarios con mediciones de diferentes puntos del SENI, tal como el reporte diario de frecuencia.
5.2.3 – Espacio definido para cada LOG
[pic]
5.3 – Info
5.4 – Bloqueo
Las funciones de bloqueo se utilizan para obstaculizar tipos de procesos de datos específicos y se activan con un diálogo hombre-máquina simple y rápido.
Para cada elemento del sistema de potencia definido en el sistema SCADA, es posible bloquear:
La adquisición de datos para el objeto
El proceso de alarmas para el objeto
El proceso del comando del objeto del sistema de potencia (si es aplicable)
La función de bloqueo del proceso de alarmas se utiliza para frenar el proceso de las alarmas para objetos individuales. Esta función previene la actualización de alarmas en la lista de alarmas y eventos para ese elemento cuando estas ocurran.
El bloqueo es válido para los siguientes tipos de datos:
Indicación con o sin control
Mediciones
Valores acumulados
Pulsos de regulación
Valor Set-Point
Para acceder a las entradas manuales se da un clic derecho sobre el elemento deseado, aquí se muestra un ejemplo con una entrada manual sobre un interruptor:
[pic]
Este es el dialogo que aparece al seleccionar Blocking debido a que estos son los bloqueos permitidos para este elemento (interruptor):
[pic]
5.5 – Entradas manuales
Hay diferentes tipos de entradas de datos. Ellos tienen en común que controlan los datos en la base de datos, pero no controlan el proceso del sistema de energía. La razón para que sea utilizada puede ser por ejemplo
cuando la comunicación entre un instrumento de medida y la RTU se corta y no hay ningún valor correcto en la base de datos.
Otras razones pueden ser:
Los datos vienen de las estaciones pasivas que no utilizan la colección de datos automática.
El punto de datos no es actualizado por la colección automática debido a los errores en el sistema de adquisición de datos (ejemplo avería del canal de transmisión).
El punto de datos es incorrectamente actualizado debido a un transductor.
Algunas diferentes funciones de la entrada de datos son:
Entrada de datos de estados de objetos
Entrada de datos de valores medidos
Entrada de datos de un indicador de estados general
Entrada de datos de valores acumulados
Entrada de datos de valores
Entrada de datos de Texto
Entrada de datos de números
Entrada de datos de fecha y hora
Los valores manualmente incorporados se procesan de la misma manera como el proceso adquirió unos por el sistema de control de SCADA.
Para acceder a las entradas manuales se da un clic derecho sobre el elemento deseado, aquí se muestra un ejemplo con una entrada manual sobre un interruptor:
[pic]
Este es el dialogo que aparece al seleccionar entrada manual debido a que estas son las entradas manuales que permite este elemento (interruptor):
[pic]
NOTA: La ejecución de entrada de datos manuales da lugar al bloqueo automático de la adquisición de datos para el objeto en cuestión.
5.6 – Notas del operador
La función de notas del operador puede ser usada cuando sea que usted quiera insertar una nota en un despliegue (este puede ser cualquier despliegue). La nota estará en color ciánico y tendrá un único tamaño de texto. Que tan "grande" se vea la nota depende de en qué nivel de declutter ha insertado la nota del operador.
Las operaciones que se pueden realizar con las notas son:
[pic]
• Escribir notas-da a usuario la posibilidad para marcar donde desea insertar una nota y entonces despliega una caja de diálogo en la cual la nota del operador pueda ser editada.
• Borrar todas las notas - borra todas las notas que existen en el despliegue activo.
• Restaurar notas - despliega todas las notas, las cuales son asociadas con el despliegue activo.
• Ocultar Notas- oculta todas las notas que existen en el despliegue.
• Borrar una nota- suprime una sola nota seleccionándola y accionando el botón izquierdo del Mouse.
5.7 – Etiquetado/Tagging
Una etiqueta es un método de atraer la atención de otros operadores y del sistema, de que un objeto tiene actualmente un estado especial, ejemplo bajo prueba. Esto puede relacionarse a un trabajo en progreso u otras condiciones anormales en el proceso.
Un número de etiquetas se pueden fijar para el mismo objeto pero solamente la etiqueta con la prioridad más alta será exhibida.
Cada operador, que tiene autoridad de control para un objeto también tiene la autoridad para fijar y para quitar las etiquetas para ese objeto. Las etiquetas se pueden fijar para los tipos siguientes de objetos: objetos representados como indicaciones, líneas de la transmisión y estaciones.
Cuando una etiqueta se publica para un objeto, la fecha, el tiempo, la identidad del operador, la identidad del trabajo, el nombre del trabajador y un texto del comentario pueden ser incorporados.
La información de la etiqueta se presenta de las maneras siguientes:
o En diagramas unifilares, en la posición especificada durante la edición del despliegue
o En las listas dedicadas que muestran todas las etiquetas definidas actualmente
o En la lista de eventos, donde se registra cuando se pone o quita una etiqueta.
Las etiquetas que existen en el Sistema SCADA son:
[pic]
•
• Para colocar una etiqueta en un elemento se procede a hacer clic derecho sobre el mismo, y luego se selecciona Tagging:
[pic]
• Luego aparece el siguiente cuadro el cual permitirá agregar la etiqueta deseada sobre el elemento seleccionado:
[pic]
• Una vez seleccionado el símbolo y habiendo llenado las casillas con algún comentario, el ID de trabajo y el nombre del operador entonces la etiqueta se agrega en la casilla de Tagging y aparece de la siguiente manera:
[pic]
• El elemento con la etiqueta agregada aparece con el símbolo del Tagging que se eligió como se ve en el siguiente despliegue:
[pic]
5.8 - EMS (ENERGY MANAGEMENT SYSTEM)
• El Administrador de Red SCADA/EMS provee de un conjunto de funciones avanzadas de aplicación para un sistema de potencia. El paquete de análisis de la red de transmisión incluye funciones para la operación óptima de sistemas de potencia con respecto a la seguridad, calidad y economía.
• El análisis de la red de transmisión comprende un grupo de módulos, cada uno de los cuales puede ser instalado independiente de los otros. Las aplicaciones de transmisión incluyen el modelo de redes de alto voltaje y cálculos para varias actividades como son soporte para
• decisión, supervisión de la red, contribución con la seguridad y realce de la operación.
• Los beneficios del Administrador de Red SCADA/EMS incluyen:
• Calidad mejorada de la fuente.
• Utilización óptima de la red de la transmisión.
• Asignación óptima de los recursos.
• Confiabilidad mejorada del sistema
5.8.1 - Módulo Estimador de Estados (State Estimador, SE)
• El estimador de estado del Administrador de Red SCADA/EMS es la aplicación base para todas las funciones de análisis de red. El Estimador de Estado constituye una herramienta poderosa hacia la detección y señalización de fallas de datos en el sistema. Esta detección no solo tiene en cuenta inconsistencias y errores entre el equipo en el campo y la base de datos modelada, sino que también permite la detección de errores de medición debido a fallas en transductores y otros problemas locales.
• El Estimador de estado determina las magnitudes y los ángulos para las barras y los cambiadores de tomas de los transformadores dentro del sistema de potencia. Calcula flujos de MW, MVAR, y MVA a través de todas las líneas de transmisión y los transformadores, y la inyección de MW y MVAR de todas las cargas y fuentes de generación.
• Dos modos de estimación de estado son provistos: Estimación en tiempo real y Estimación en modo de estudio.
• El módulo pronóstico de carga produce un pronóstico de carga para cada barra, usando una agenda de carga y un pronóstico de la carga del sistema.
• Las principales características del módulo de Estimación de Estados son:
• Detecta errores de topología. El aseguramiento de la apropiada conectividad de la red es usado para calcular la solución de red.
• Determina automáticamente posiciones del cambiador de tomas del transformador brindando la exacta solución.
• Los datos estimados son desplegados en el mismo despliegue que los datos en tiempo real, reduciendo la construcción de despliegues y el esfuerzo de mantenimiento y abasteciendo a los operadores con información cuando los datos en tiempo real no están disponibles o están en error o donde no hay habilitado telemetría.
• En el WS500 se tiene la opción de activar el estimador de estado o no, en caso de activarlo se tendrá a su vez la opción de elegir que tipo de valor se quiere presentar en los despliegues, estos pueden ser valores medidos, valores estimados o valores de salida.
• Valores medidos
• En los valores medidos se tendrán en el despliegue sólo los valores de las mediciones que llegan al CCE, sin importar que sean o no correctos.
• Valores de salida
• Si se elige valores de salida el sistema dejara los valores medidos en los puntos donde está esa medida; en los que no tiene medida el sistema pone el valor estimado, pero sólo estima el valor en ese punto sin importar que los medidos no sean correctos.
• Valores estimados
• Al elegir la opción de valores estimados, el sistema muestra todos los valores estimados, sin tomar en cuenta que estén llegando medidas desde la estación que se consideren correctas.
• Actualmente en el sistema de 138kV se han agregado las siguientes subestaciones al Estimador de Estado del EMS: ITABO, PALAMARA, LOS PRADOS, HAINA, MATADERO, EMBAJADOR, VALDESIA , HAINAMOSA, LOS MINA, VILLA DUARTE, TIMBEQUE, AES ANDRES, JUAN DOLIO, BOCA CHICA, SAN PEDRO II, SAN PEDRO DE MACORIS, LA ROMANA, CEMEX, JIGUEY, AGUACATE, PIZARRETE, BONAO 2, CANABACOA, PLANTA NIBAJE y LA GALLERA. Totalizando unas 25 subestaciones de 39 que se tiene programado agregar en nivel de 138kV.
• 5.8.2 – Cargar el Estimador de Estados
Para activar la función del Estimador de Estado del EMS/SCADA es necesario primero asegurarse que la función esta disponible para el sistema, esto se realiza revisando que la función este READY en el monitor de aplicación de la red.
[pic]
[pic]
En el WS500 se tiene la opción de activar el estimador de estado o no, en caso de activarlo se tendrá a su vez la opción de elegir que tipo de valor se quiere presentar en los despliegues, estos pueden ser valores medidos, valores estimados o valores de salida.
[pic]
Si se elige la opción de valores estimados los nuevos valores que tendrían las mediciones de las líneas de acuerdo con la estimación serian los marcados con doble apóstrofe:
5.8.3 - Módulo Corrida de Flujo en Tiempo Real (Dispatcher Power Flor, DPF)
El DPF es un modulo del EMS dedicado al estudio del constante estado operacional del sistema del sistema de potencia bajo condiciones de simulación. Estas condiciones pueden ser pérdidas de líneas, variación de las unidades generadoras, variación de la carga, etc.
DPF da la completa libertad de realizar cambios en las condiciones operacionales sin interferir con las operaciones en tiempo real.
Los beneficios de este modulo son los siguientes:
Representa todos los componentes (Interruptores y Seccionadores) dando la facilidad de ejecutar control sobre ellos.
Manejo eficiente de los ajustes del flujo de potencia mediante control local.
Flexibles capacidades interactivas para configurar entradas y guardar casos de estudios.
Desarrolla verificación de los límites de operación basado en los resultados del cálculo del flujo de potencia.
Los resultados de la corrida de flujo pueden ser observados en los mismos despliegues tradicionales del SCADA.
5.8.4 - Módulo Análisis de Seguridad (Security Analisys, SA)
Esta función es usada para evaluar las consecuencias operacionales de las interrupciones potenciales de la red.
El SA simula interrupciones sencillas y múltiples de líneas de transmisión, transformadores, generadores, cargas y desviaciones de reactivos.
El SA está diseñado para asistir al operador en la evaluación del estado de seguridad del sistema de potencia bajo varias condiciones de contingencia. El sistema de seguridad está determinado en términos de sobrecarga de ramificación, violaciones de límites de la operación, etc.
5.8.5 - DNC (DYNAMIC NETWORK COLORING)
La coloración dinámica de la red (DNC) combina la información topológica con la información eléctrica y determina la conectividad de la red y el estado eléctrico del sistema de potencia. DNC transforma la información topológica, así como algunos resultados específicos del flujo de energía en una forma que sea fácilmente reconocible por el operador. Por lo tanto la información se traduce a códigos de color.
La función es diseñada de una manera que ambas partes de la red de transmisión y distribución, puedan ser computadas. Los resultados de DNC se presentan en despliegues del sistema y en los despliegues de las subestaciones.
Los siguientes elementos están definidos y coloreados por el DNC:
Barra
Generador
Carga
Compensador
Línea de transmisión
Transformador
Series compensador
Interruptor (no el símbolo de indicación)
Dispositivos temporales
Así como las conexiones eléctricas en las subestaciones
DNC proporciona una respuesta rápida y eficiente de la coloración al operador debido a que utiliza cálculos con pocas matrices y métodos con vectores. DNC es inicializado automáticamente durante el arranque del sistema.
Accionado por eventos del proceso el DNC actualiza incrementalmente los códigos de colores como resultado de una actualización incremental de la información de la topología.
DNC proporciona al operador los despliegues del sistema y los despliegues de las estaciones coloreados según la conectividad eléctrica actual y el estado eléctrico del sistema de potencia. El equipo es coloreado por el mismo código de color en diversos despliegues.
5.8.6 - Características básicas del DNC
Características Globales
Estas vistas se calculan para el sistema en su conjunto. La información que resulta (código de color) se almacena en la base de datos y puede asesada por todos los operadores.
Características Locales
El operador puede seleccionar la funcionalidad de coloración privada y puede cambiar el uso de ciertos colores. Esta información es solamente aplicable para la pantalla seleccionada por el operador. La información también se almacena en la base de datos pero en el área de datos que es específica para la pantalla seleccionada.
Estados en la Coloración
La red es coloreada usando los códigos de color para el estado eléctrico:
Energizada: Conectada a al menos una inyección de energía.
Desenergizada: Desconectada de toda inyección de energía.
Aterrizada: Conectada a un seccionador de tierra cerrado o poner a tierra la barra.
Inconsistente: Aterrizada y energizada al mismo tiempo.
Activación del DNC
Para iniciar la función del Coloreado dinámico de la red (DNC), nos dirigimos a la barra de menú en la parte superior izquierda del WS500, y seleccionamos la opción “Telecontrol” y luego la opción “Color Dinámico de la Red (DNC)”
[pic]
Aparecerá la siguiente ventana:
[pic]
Para activar la funcionalidad del DNC, nos dirigimos a la parte superior derecha “Parameters”, hacemos un clic derecho en la opción Functionality para realizar una “Entrada Manual” y posicionarlo en “ON”.
[pic]
5.9 – Presente y Futuro del sistema SCADA del CCE
Servicio a Organismos del Sector y Agentes del MEM
Exigencias del código de conexión
Reutilización de la información generada en el SCADA
6. Telecomunicación del Sistema SCADA
El sistema SCADA está basado en un sistema de comunicación que facilita su funcionamiento, proporcionándole los medios para que este sea utilizado de forma rápida y eficaz para que el usuario en este caso el CCE realice las actividades requeridas.
El sistema de comunicación del CCE tiene la función de transmitir los datos generados en las subestaciones eléctricas hasta el CCE. Las lecturas que se obtienen mediante la comunicación del sistema SCADA son MW, Mvar, voltaje y amperaje, además se pueden realizar operaciones de apertura y cierre de interruptores y seccionadores y obtener las indicaciones de los mismos, así como, las alarmas que se generan en las subestaciones.
“Primeramente, hay que entender que las comunicaciones son primordiales dentro del SCADA, puesto que, es el recurso que mantiene enlazado todo el sistema, así, un sistema de comunicaciones consta también de varios elementos…”.[1]
El sistema de comunicación comprende la transmisión de los datos desde la estación remota al sistema central, independientemente del tipo de transmisión que se utilice. Además posee la comunicación de datos entre computadoras, la misma involucra la transmisión de mensajes desde un transmisor a un receptor directamente por vía de computadora intermedia.
Cada mensaje, comunicado vía otro procesador, está parcialmente depurado y procesado, con un sistema central que recibe información de las estaciones remotas atraves del servidor remoto de comunicación, RCS (Remote Comunicación Server), la información entre Transmisión de Comunicación Remota (RCT) y la RTU, esta es intercambiada mediante una comunicación asíncrona, binaria y serial.
Cabe destacar que existen dos convertidores paralelo, uno localizado en el RSC y el otro colocado en el lado de la RTU.
6.1. Multiplex
Es un proceso que permite la transmisión de múltiples señales por un único canal de transmisión de modo tal que cada señal pueda ser retomada en la terminal de recepción. Las señales deben ser separadas una de otra. Esto puede hacerse transmitiendo las señales en diferentes bandas de frecuencia o transmitiéndolas a diferentes tiempos.
Existe la múltiplex por división de frecuencia (FDM) en esta, cuando se transmiten las señales a diferentes banda de frecuencia, cada canal de señal es asignado a un sector del espectro, cada canal es modulado en base de una frecuencia diferente.
En esta los canales individuales son separados de la señal FDM por medio del filtrado de la señal a través de filtros pasa banda apropiados y remodulados separadamente cada banda lateral.
Las mayores desventajas del FDM son los circuitos y filtros complejos requeridos para su implementación, y el efecto de canal sobre los canales adyacentes lo que es llamado diafonía.
También existe la múltiplex por división de tiempo (TDM) en ella cuando se transmiten los canales en tiempo separados, cada uno es transmitido en un instante particular de tiempo. La escala de tiempo se divide en canales de tiempo que estén repartidos entre los distintos canales de la señal. Si en el sistema es usada modulación analógica, los distintos canales de tiempo estén separados por canales o bandas, destinadas a evitar diafonía entre canales.
La mayor ventaja del TDM sobre FDM radica en que en TDM no se requiere traslación de frecuencia, lo que implica que no existen filtros y moduladores complejos.
6.1.1. Sistema Físico de Enlace
Las comunicaciones, al ser un recurso que enlaza los diferentes componentes del SCADA, requieren de medios apropiados que permitan transportar la información. Dichos medios en la actualidad pueden ser varios y su elección depende de varios factores. A continuación se citan varios medios de transmisión utilizados para las comunicaciones.
6.1.1.1. Fibra Óptica
La fibra óptica es un conductor de vidrio o plástico que permite transmitir información en forma de ondas lumínicas, mediante la reflexión interna de estas, a través de su longitud. Normalmente la luz es emitida por un láser o un LED.
6.1.1.1.1. Características
La fibra óptica transmite en un ancho de banda de 1THz a velocidades de hasta 10Tb/s, es inmune totalmente a las interferencias electromagnéticas, es muy flexible y no conduce electricidad, por tanto puede ser instalado en ambientes hostiles.
Entre las desventajas de la fibra óptica se encuentra que es muy frágil. Los empalmes entre fibras son difíciles de realizar, lo que dificulta las reparaciones en caso de rotura del cable y tienen un costo elevado. Las fibras ópticas convencionales no pueden transmitir altas potencias y no existen memorias ópticas.
6.1.1.2. Radiofrecuencia
La radiofrecuencia como medio de transmisión se refiere al rango de frecuencias del espectro electromagnético, comprendido entre los 30MHz y 3 GHz, que al actuar sobre un conductor eléctrico (antena), induce en este un movimiento de cargas eléctricas (corriente) que puede ser transformado en señales de audio u otro tipo de señales portadoras de información, logrando velocidades de hasta 2Mbps.
6.1.1.2.1. Sistema de Microondas
En la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana para el enlace digital de microondas se está utilizando el DMR-2000.
Las ondas de radiofrecuencia portadoras de información en este caso se encuentran en el orden de los GHz, necesita línea de vista, es decir, que no haya obstáculos físicos entre las antenas asociadas, la potencia de transmisión depende de la distancia y la ganancia de la antena receptora. Para grandes distancias este sistema requiere de antenas repetidoras con el fin de evitar o minimizar la atenuación de las señales.
6.1.1.2.1.1. Equipo Controlador DMR-2000
La familia de radioenlace MDR-2000, de Nokia, funciona en la gama de frecuencia de 1.7 a 2.7 Ghz. El radio enlace es utilizado para transferir de 2 16 señales cada una de 2 a 16 Mbit/s o una señal de 32 Mbit/s.
La variante de capacidad de cada canal son 2x2 Mbit/s, 4x2 Mbit/s, 8x2 Mbit/s, 1x3 Mbit/s y 1x34Mbit/s.
Además hay dos variantes de la potencia de transmisión, 20 dBm y 30 dBm, correspondiente a una potencia de salida de aproximadamente de 0,1W Y 1W, respectivamente.
6.1.1.2.1.2. Asignación de frecuencia
El equipo de radioenlace DMR-2000 cubre las frecuencias de 1,7 a 2.7 Ghz. Esta banda de 1.0 Ghz, ha sido dividida en 5 bandas de frecuencias de un ancho de banda aproximadamente de 300 Mhz, para las secciones de radio frecuencia del equipo (RF). Esto permite la realización de asignación de canales.
Las frecuencias de canales pueden ser seleccionadas libremente en intervalos de 125 Khz dentro de cada banda de frecuencia. Los filtros de antenas deben ser sintonizados cuando la frecuencia es alterada, en funcionamiento de 16x2 Mbit/s y 34 Mbit/s. La frecuencia del transmisor y el receptor están en las bandas de 200Mhz adyacentes.
6.1.1.2.2. Sistema Radioenlace 400 MHz.
Un radioenlace es el conjunto de equipos de transmisión y recepción necesarios para el envío vía radio de una señal de uno a otro nodo o centro de una red.
Este consta de un equipo transmisor-receptor en ambos lados más los accesorios necesarios (fuentes de alimentación o baterías, torres, cables y accesorios menores). El mismo puede trasladar sólo una señal o varias de forma simultánea, según cuál sea su diseño.
Funciona de una manera tal que permite el enlace de comunicación del sistema SCADA de ETED mediante las aplicaciones de las reglas de telecomunicaciones. Estas típicamente usan canales de 2 Mbit/s compatibles con G.703, cuando se usa el equipo de radiofrecuencia DMR-2000 ofrece las interfaces para canales de Nx2 Mbit/s.
Este tiene una unidad terminal que tiene una capacidad de canales disponibles de Nx2 o 1x34 Mbit/s y una estación repetidora la cual está compuesta de dos radios, desde los cuales la cantidad deseada de la capacidad del canal principal pueden ser bifurcados a otras secciones del equipo. Todos los canales pueden ser conectados completamente o dejados fuera de uso.
La serie de estaciones maestras redundantes con half dúplex, es un radio de microondas con licencia en el rango de frecuencia de 330-512 MHz brindando un mayor rendimiento de procesamiento y una amplia gama de alternativas para responder a las necesidades de nuestro sistema de transmisión de energía.
La comunicación a través de este es asincrónica, directa y transparente, haciendo posible la transmisión de datos en tiempo real.
6.1.1.2.2.1. Características
Las características más comunes que este posee es que transmite en un ancho de banda entre 12.5kHz y 25kHz. Además cuando una onda de radio choca con un obstáculo, parte o la totalidad de la onda se refleja y se observa una pérdida de la intensidad, una onda de radio es susceptible de propagarse en varias direcciones.
Anteriormente, la tecnología utilizada en la interfaz radio no permitía ofrecer velocidades convenientes para transferencia de datos, sin embargo, en la actualidad se pueden encontrar en el mercado, dispositivos que integran radiocomunicación, control y monitoreo en una misma
Asimismo estas interfaces seriales permiten fáciles y rápidas expansiones a futuro con PLC o RTU, a través de un radio modem de 900 - 928 MHz.
La comunicación puede ser configurada de dos modos: por medio de punto a multipunto y por medio de punto a punto.
6.1.1.2.2.1.1. Modo Punto a Multipunto
El modo punto a multipunto permite que un radio modem (RTU) maestro haga de servidor a múltiples RTU esclavos localizados en diferentes puntos de monitoreo.
6.1.1.2.2.1.2. Modo Punto a Punto
El modo punto a punto permite que dos RTU reemplacen millas de cable multi conductor y sus accesorios entre los puntos de monitoreo.
6.1.2. Estación Base de Radio MDS 4790
Es bueno señalar que los radios de microondas utilizados para el sistema SCADA de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) son del tipo MDS-47900.
La estación base MDS-4790 es una radio de múltiples direcciones, esto quiere decir que puede manejar unas 30 unidades remotas al mismo tiempo.
Tiene típicamente un alcance de 50 Km. y además es posible realizar una configuración de repetidor y de estación maestra.
Este es altamente utilizados para aplicaciones de SCADA (gas, petróleo, electricidad y agua), trenes o control de tráfico, minería, monitoreo de alarmas entre otras.
Este radio tiene la ventaja que trabaja en el modo de linear esposo, esto significa que utiliza doble fuente de alimentación, doble transmisor (Tx) y doble receptor (Rx).
Si uno de esto falla, ya sea la fuente, Tx o Rx, automáticamente cambia a la que está en modo de reposo. Para que este radio en caso de falla de un modulo haga el cambio al de reposo, debe estar en posición auto en el switch que está situado en la parte frontal del mismo.
6.1.2.1 Características
La estación de radio maestra MDS 4790 posee un sistema de procesamiento de Señales Digitales (DSP) y módems configurables y diseño modular con fuente de alimentación intercambiable.
Este radio puede transmitir y recibir simultáneamente (Full Duplex), tiene una potencia de salida de 4 watts + 36 dBm, usa modulación FSK, tiene independencia de salida 50 ohms.
Además tiene transferencia digital y analógica a 9600 kbps, ancho de banda de 12.5 khz y conexión de Spread Spectrum (sin licencia).
6.1.3 Estación Remota de Radio MDS 4300
Esta es la encargada de de recoger todos los datos de la RTU a través de un modem (modulador demodulador). Estos datos llegan al MDS-4300 (Remote Outstation Radio) el cual se encarga de transmitirlos al MDS-4790 o Cyclic Basestation Radio (Radio Base).
Para que el radio remoto transmita los datos primero tiene que haber recibido señal y segundo recibir la orden de transmitir, esta viene de radio base a través de un comando llamado RTS (Request To Send).
El radio base le hace esta pregunta al remoto, RTS, cuando el remoto recibe un CD (Carrier Detect), entonces este transmite los datos hacia el MDS-4790.
6.1.3.1 Características
Dentro de las características con la que cuenta el MDS-4300 es que está constituido de un circuito de baja velocidad, en el orden de 50 a 200 bps, dificultad de conmutación en horas de tráfico intenso, relación señal a ruido baja (depende del tipo de conmutación), exposición de líneas a cualquier contingencia, ancho de banda reducido, 300Hz a 3400Hz, atenuación por unidad de longitud considerable.
6.1.3.2. Antena
Las antenas son dispositivos que transforman corrientes eléctricas en ondas electromagnéticas (transmisor), pero también realizan la función inversa (receptora). Así, el objetivo de una antena puede ser emitir y/o recibir ondas electromagnéticas hacia y desde el espacio libre, es decir, la información procesada no requiere un medio físico de transporte.
6.1.3.3. Línea Telefónica
La línea telefónica puede ser de característica conmutada o dedicada, generalmente este es un servicio ofrecido por una empresa especializada que está basado en la tecnología conocida como conmutación de circuitos para comunicar distintos equipos terminales de datos (ETD).
6.1.3.4. Equipo de Onda Portadora PLC (Power Line Carrier)
Básicamente las comunicaciones a través de la red eléctrica abarcan cualquier tecnología que permita la transferencia de datos con velocidades de banda estrecha o banda ancha a través de líneas eléctricas mediante el uso de tecnología avanzada de modulación.
El principio de PLC consiste en superponer una señal de alta frecuencia (de 1,6 a 30 Mhz) en niveles bajos de energía a través de una señal eléctrica de 60 Hz. Esta segunda señal se transmite a través de la infraestructura eléctrica y se puede recibir y decodificar de manera remota. De esta forma, recibirá la señal cualquier receptor PLC que se ubique en la misma red eléctrica. Un acoplador integrado en los puntos de entrada del receptor PLC elimina los componentes de baja frecuencia antes de que se proceda al tratamiento de la señal.
6.1.3.4.1. Ventajas y Desventajas
Las ventajas que proporciona el PLC son: movilidad, flexibilidad, fácil de instalar para configuraciones, estabilidad, este además complementa a las soluciones de cable e inalámbricas.
Las desventajas que este posee son numeradas de la siguiente manera: la instalación y el alto rendimiento dependen de la arquitectura de la red eléctrica, falta de estándares y pautas, problemas de interoperabilidad con distintos tipos de equipamiento.
Otra de sus desventajas es el precio actual, ya que el mercado tiene aún que desarrollarse.
6.1.4. Protocolos de Comunicación
Además de los medios físicos; para la comunicación entre componentes del sistema SCADA, son necesarios también los protocolos de comunicación, que en su forma más sencilla se podrían definir como el “lenguaje informático” que hablan los componentes al momento de interactuar.
Dentro del sistema de transmisión eléctrica se pueden usar distintos protocolos a diferentes niveles pudiendo ser estos de dominio público (abiertos) o pertenecientes a alguna compañía (propietarios). A continuación, una reseña de los protocolos más usados.
6.1.4.1. DNP 3 (Distributed Network Protocol 3)
Es un protocolo abierto, cuya versión actual DNP 3.0 fue desarrollada para alcanzar interoperabilidad abierta y estándar entre MCAD (Módulo de Adquisición de Datos), RTU, IED, PLC, y la estación maestra o el servidor SCADA. Según la descripción de niveles que se mencionó anteriormente, este protocolo correspondería a la comunicación entre el nivel 1 y el nivel 2 de la subestación.
Está basado en el estándar de IEC57-03, sobre tres capas del modelo OSI de 7 capas, como se ilustra en la figura 4.6. Además ha sido recomendado por IEEE como apta para comunicaciones entre RTU e IED.
Las interfaces necesarias para la comunicación entre MCAD y los IED en este nivel deben incluir puertos para canales serial RS232 y RS485, mientras que para la comunicación con los niveles superiores se requieren puertos para canales en fibra óptica y además deben ser compatibles con los protocolos: DNP 3.0 del nivel 2, UCA 2 y IEEE 802.3.[2]
6.1.4.1.1. Ventajas
Dentro de las ventajas que este protocolo ofrece tenemos que DNP 3 ofrece mayor flexibilidad y funcionalidades que van más allá de los protocolos de comunicación convencionales, tales como opciones de salidas, transferencia segura de archivos, direccionamiento por sobre 65.000 dispositivos en un enlace simple, sincronización de tiempos y eventos de estampa de tiempos, confirmación de enlace de datos y otras.
En definitiva, este protocolo es ampliamente utilizado en sistemas eléctricos, en donde las estampas y sincronizaciones de tiempo, como el hecho de que un esclavo transmita información sin ser solicitada, son fundamentales al momento de analizar fallas y sincronizar el accionamiento de todos los dispositivos. Por esta misma razón, los dispositivos usados para estas aplicaciones, como relés de protección y reconectadores, en general, incluyen este protocolo como estándar.
6.1.4.1.2. Características
Diseñado especialmente para sistemas de distribución eléctrica, comunicaciones maestro – esclavo, reportes generados por eventos, reporta entradas digitales, analógicas y conteos, recibe controles analógicos y digitales.
Hay comités de regulación para asegurar interoperabilidad, estampa de tiempo (almacena hora, fecha y fuente de evento), entrega reportes no solicitados, con condiciones de alta prioridad (alarma, falla), además este sistema es de fácil expansión.
6.1.4.2. Modbus
Es un protocolo abierto del modelo OSI, utilizado en comunicaciones vía módem –radio, basado en la arquitectura maestro/esclavo o cliente/servidor, diseñado para comunicar PLC cubriendo distancias considerables, especialmente en las industrias donde se ha convertido en un estándar de facto. Actualmente existen versiones del protocolo Modbus para puerto serie y Ethernet (Modbus/TCP).[3]
6.1.4.3. IEC 61850
Es el estándar internacional para la comunicación en subestaciones eléctricas y es hoy en día el medio de integración más importante de todos los equipos de protección, control, SCADA, Inter bloqueo e indagación dentro de una subestación.
IEC 61850 aprovecha la experiencia y definiciones establecidas en UCA2, por tanto es una aplicación abierta a todos los fabricantes y empresas de energía, promoviendo de esta manera, su crecimiento como una solución común a nivel mundial. En ese sentido IEC 61850 es "Inter operable" y se trata de un protocolo de automatización emanado totalmente de las necesidades conjuntas de las empresas de energía.
6.1.4.3.1. Características
Intercambio de datos de alta velocidad mediante enlaces de Ethernet que operan a 10 o 100 Mbit/s, conexión de uno a uno.
Todos los dispositivos digitales dentro de la subestación se pueden comunicar uno con otro sin mayor cableado; por tanto deja para la historia la relación de “maestro-esclavo”, al tiempo que reduce costos, todos los proveedores, instaladores y usuarios tienen acceso al mismo lenguaje y características física comunes de este estándar, es decir, los equipos de distintos fabricantes se pueden mezclar y acoplar facilitando así la integración y puesta en servicio, eliminando el riesgo de ser dependiente o estar obligado a usar el protocolo propietario de un solo proveedor.
Un solo protocolo es todo lo que se necesita en toda la subestación, así se evitan costosos gateways y enlaces improvisados.
Otra característica de gran importancia es que los mensajes y comandos de control están intercalados en una sola red.
Además se pueden integrar múltiples estaciones maestras permitiendo que todos los operadores e ingenieros autorizados puedan interrogar y controlar los IED de la subestación.
6.1.4.4. IEC 60870
Es un protocolo de comunicación estándar para telecontrol de sistemas de transmisión eléctrica, el cual ha llegado a establecerse como norma en muchos países.
Inicialmente la IEC, publicó el estándar denominado IEC 60870-5-101 de uso internacional y que llegó a abarcar la monitorización de los sistemas de energía, sistemas de control y sus comunicaciones asociadas, pudiendo lograrse múltiples configuraciones como la de punto a punto, estrella y multipunto.
Actualmente la IEC, ha publicado una actualización del estándar, la cual es denominada IEC 60870-5-104 y es una extensión del protocolo IEC 101 con cambios en la arquitectura y servicios de las capas de transporte, de red, de enlace y física para satisfacer la totalidad de accesos a la red. Utiliza la interfaz de red TCP/IP para disponer de conectividad a redes LAN (Red de Área Local) y WAN (Wide Área Network). La capa de aplicación IEC 104 se conserva igual a la de IEC 101 con algunos de los tipos de datos y los servicios no utilizados.
Existen dos capas de enlace definidas en la norma, que son adecuadas para la transferencia de datos a través de Ethernet o una línea serie (PPP - Point-to-Point Protocol), además especifica el uso de enlaces permanentes entre las estaciones de telecontrol basado en cables dedicados, power line carrier, o radio para señales analógicas o digitales.
Red TCP/IP
6.1.4.5. Ventajas de una red TCP/IP
No es necesario software específico de red en los sistemas finales. No son necesarias funcionalidades de routing en los sistemas finales.
No es necesaria la gestión de la red en los sistemas finales, facilita que el sistema final lo suministre un especialista en telecontrol, facilita que los routers los suministren especialistas en telecomunicaciones.
Otra gran ventaja es que un cambio en el tipo de red requiere solo un cambio en el tipo de router, sin afectar a los sistemas finales.
7.- Generalidades del proyecto de adaptación.
7.1.- Subestación Eléctrica.
Es un conjunto de dispositivos eléctricos, que forma parte de un sistema eléctrico potencial; sus funciones principales son: servir de transformador de tensiones y derivar circuitos de potencia.
Las subestaciones se pueden denominar, de acuerdo con el tipo de función que desarrollan, en tres grupos:
Subestaciones variadoras de tensión: Son aquellas que son capaces de transformar los niveles de tensión existente para un mejor manejo de la energía eléctrica.
Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito: Aquellas que solo sirven como punto de operación en el sistema eléctrico, tomando la función de un nodo, osea, solo permite operar como un punto de acoplamiento para redistribuir otros circuitos.
Subestaciones mixtas: Es una mezcla de las dos anteriores.
De acuerdo con la potencia y tensión que manejan las subestaciones, estas se pueden agrupar en:
Subestaciones de transmisión de 230 kv.
Subestaciones de subtransmisión. Entre 230 y 115 kv.
Subestaciones de distribución primaria. Entre 115 y 23kv.
Subestaciones de distribución secundaria. Debajo de 23 kv.
7.1.1. Elementos que conforman una subestación.
Interruptor:
Es un dispositivo destinado al cierre y apertura de un circuito eléctrico, bajo carga y en Interruptor condiciones de CC.
Seccionadores (de línea y de barra):
Son dispositivos que sirven para conectar y desconectar diversas partes de una instalación eléctrica. Esto son utilizados para efectuar operaciones de mantenimiento; no deben operarse bajo cargas eléctrica.
Transformadores de corriente:
Son aparatos en donde la corriente secundaria, dentro de las condiciones normales de operación es prácticamente proporcional a la corriente primaria, aunque ligeramente desfasada.
Transformadores de tensión:
Son aparatos en donde la tensión secundaria, dentro de las condiciones normales de operación, es prácticamente proporcional a la tensión primaria, aunque ligeramente desfasada.
Pararrayo:
Es un dispositivo eléctrico formado por una serie de elementos resistivos no lineales y explosores que eliminan la amplitud de las sobretensiones originada por descarga atmosférica, por operaciones de interruptores o de balance del sistema.
Aisladores:
Son materiales que posee en una capacidad de oponerse al paso de la corriente y a través de ellos; presentan oposición al paso de la corriente.
Reactores:
Son bobinas que se utilizan para limitar energía, la cual forma parte de la capacidad interruptora de los transformadores.
Como todo proyecto, el proyecto de adaptación local esta formado por una serie de etapas, las cuales deben de ejecutarse para lograr el éxito esperado. Por lo tanto estas fases siguen un orden, lo que implica que casi siempre una fase depende de su procesadora, significando esto que un error en una de las fases afectara las fases siguientes
7.2. Fases que conforman el proyecto de la adaptación
Investigación del sitio ( levantamiento):
Esta es la primera fase de ejecución de cualquier etapa concerniente a los trabajos de adaptación local de una S/E.
La investigación en sitio tiene como objetivo crear un plan de ingeniería de adaptación de las señales de los componentes de la subestación, Basado en esta investigación se procede a tomar una serie de decisiones para realizar el diseño, instalación y puesta en funcionamiento de todos los elementos que se incluyen en un proyecto de adaptación de una S/E al sistema SCADA.
Recopilación de información requerida para el diseño:
Cuando se va a implementar un proyecto de adaptación local deberá de obtenerse la mayor cantidad de información posible, dentro de las que están:
Investigación de la existencia de planes de expansión de la subestaciones,
Planos y diagramas de los gabinetes de control, intemperie y protección en donde se incluirán: planos funcionales, planos de interconexión o de borneras, manuales de equipos (interruptores, CT’s, PT’s, relés, etc.)
La fase de investigación del sitio es la primera fase de ejecución de cualquier etapa concerniente a los trabajos de adaptación local, es donde se recogen todos los datos que se requieren para ejecutar el proyecto.
Trabajos de instalación:
Por lo general estos trabajos se dividen en dos partes: los realizados en el taller o fábrica, como la preparación de los cubículos de adaptación local, y los realizados en la propia subestación.
Trabajo de puesta en marcha:
Los trabajos de puesta en marcha consisten en probar en campo que todo lo adaptado esta funcionando correctamente. Estas pruebas deben de ser aprobadas por todos aquellos que participen en la misma.
Control del diseño:
Esta fase consiste en corregir todas las modificaciones realizadas durante la fase de instalación, es decir, que todos los diseños queden como construidos en campo.
8. COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN EN LOS ANOS 2007 Y 2009
| |
| |
| |
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1- ¿Cuándo inicio ETED la implementación del sistema SCADA en las Subestaciones eléctricas?
2- ¿Cuáles son los beneficios que se obtienen con la integración de una subestación eléctrica al sistema SCADA?
3- ¿Cuál es la importancia de integrar una subestación eléctrica al sistema SCADA?
OBJETIVO GENERAL
• Obtener el control total de la Subestación Eléctrica a través de la interfaz Hombre Maquina, garantizando la calidad del servicio eléctrico y optimizando tiempo y recursos en la operación de la misma.
Obtener
OBJETIVOS ESPECÍIFICOS
• Garantizar la integridad de la información de doble vía para mantener la calidad en el servicio eléctrico.
• Mantener eficazmente el control de la subestación eléctrica.
• Recibir información de los eventos ocurridos en la Subestación Eléctrica en tiempo real.
HIPÓTESIS
• El sistema SCADA proporciona vigilancia en tiempo real de los parámetros de las subestaciones eléctricas y permite realizar operaciones con seguridad y rapidez.
• La implementación del sistema SCADA reduce el costo de operación de las subestaciones eléctricas.
• La solución a la ocurrencia de salida del Sistema Eléctrico Nacional es la integración de las Subestaciones Eléctricas de ETED al sistema SCADA.
• BIBLIOGRAFÍA
• C.V.G. EDELCA, “Especificaciones técnicas generales; sistemas de control numérico en subestaciones”, ETGS/EEM-250.
• Documentación proporcionada por el Departamento de Estadísticas, Dirección de Operaciones, CDEEE.
• Documentación proporcionada por el CCE para la instalación del sistema SCADA
• ENGLER F., e-tal. “Mando inteligente de subestaciones, vigilancia y diagnostico en las instalaciones de alta tensión”. Revista ABB 3, 1998.
• FARGUHARSON R., e-tal. “Una red LAN abierta para sistemas de control integrados en subestaciones.
• Información suministrada Por la gerencia de RTU, Dirección de Telecomunicaciones, CDEEE.
• MADÉ SERRANO, N. (2006). “Formulación, Evaluación y Gerencia de Proyectos”. (2da. ed.) República Dominicana: Impresora Soto Castillo, S.A.
• MADÉ SERRANO, N. (2008). “Metodología de la Investigación Científica”. República Dominicana: Impresora Soto Castillo, S.A.
• Manual para el operador de SCADA proporcionado por CCE
• Manual de instalación ABB RTU 211
• Manual de Seminario sobre Sistema SCADA proporcionado por la Gerencia de SCADA de la CDEEE.
• Lab-view Graphical Programming: Practical Applications in Instrumentation and Control. Gary W. Johnson, Richard Jennings.
• Practical SCADA for Industry. David Bailey, Edwin Wright.
[pic]
-----------------------
-----------------------
Nombre del sub-sistema seleccionado
Luego de seleccionar el Extracto, presionamos el botón “Show Extract” para visualizar el extracto deseado
Sub-Sistemas disponibles en el sistema SCADA CCE
Sólo aparecen indicaciones debido al tipo de extracto seleccionado
Tipo de Lista / EXTRACTO ELEGIDO
Extractos disponibles para el sub-sistema seleccionado
Nombre del sub-sistema seleccionado
Luego de seleccionar el Extracto, presionamos el botón “Show Extract” para visualizar el extracto deseado
Sub-Sistemas disponibles en el sistema SCADA CCE
Extractos disponibles para el sub-sistema seleccionado
Tipo de Lista / EXTRACTO ELEGIDO
Sólo aparecen indicaciones debido al tipo de extracto seleccionado
Última Página
Primera Página
Retroceder una página
Retroceder una página
Desde aquí se accede al cuadro de dialogo de selección de datos históricos.
Aquí se coloca la fecha y hora en la que se desea acceder a la información.
Aquí se selecciona el catálogo donde se encuentran los datos que queremos acceder.
Función Playback, que permite ver las variaciones de las mediciones de una forma dinámica.
Para salir del tiempo histórico.
Estas íconos sirven para desplazarse en el tiempo, la fecha a la izquierda representa hora anterior y la derecha hora posterior.
Lectura Exacta, para tener una lectura puntual.
que buen proyecto.
ResponderEliminarEn logicbus puedes encontrar tambien, buenos Modbus como el Gateway GW-7553, son de gran calidad.