AUTOMATIZACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN DE SATIPO PARA MEJORAR SERVICIO ELÉCTRICO

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1 UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERU FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA AUTOMATIZACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN DE SATIPO PARA MEJORAR SERVICIO ELÉCTRICO TESIS PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE: INGENIERO ELECTRICISTA BACH. JIMMY ALEX GÓMEZ CANCHIHUAMÁN PROMOCIÓN 2010-II HUANCAYO PERU Marzo del 2012

2 ASESOR: ING. DAVID HUARAC ROJAS

3 DEDICATORIA: La presente tesis se la dedico a mi familia que gracias a su apoyo pude concluir mi carrera así como ayudarme a cumplir mis objetivos como persona y estudiante, de igual manera a los catedráticos de nuestra facultad que me han enseñado a ser mejor en la vida y a realizarme profesionalmente

4 AGRADECIMIENTO A mi familia por darme su apoyo y quererme sobre todas las cosas A mi madre Graciela por hacer de mi una mejor persona a través de sus consejos, enseñanzas y amor A mi padre Otto por brindarme los recursos necesarios y aconsejándome siempre A mi hermano por estar presente para darme apoyo emocional para concluir con esta tesis Al señor decano de nuestra facultad Ing. Bartolomé Sáenz Loayza por darme esta oportunidad para optar el título de ingeniero Un agradecimiento especial a mi asesor en Ing. David Huarac Rojas por hacer posible esta tesis

5 INDICE Págs. Dedicatoria Agradecimiento Indice Resumen v ix Introducción 1 CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DEL ESTUDIO 1.1. INTRODUCCIÓN PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA FORMULACIÓN DEL PROBLEMA OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS FORMULACIÓN DE LA HIPÓTESIS HIPÓTESIS GENERAL HIPÓTESIS ESPECÍFICAS 7

6 vi 1.5 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLESS MARCO TEÓRICO ACCIONES PREESTABLECIDAS TRABAJOS A REALIZAR CONSIDERACIONES GENERALES UBICACIÓN AREA DE INFLUENCIA CONDICIONES DE SERVICIO E INFORMACIÓN METEREOLÓGICA METODOLOGÍA DE TRABAJO 21 CAPÍTULO II AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA 2.1. PRINCIPIOS DE AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL CONCEPTOS BÁSICOS TIPOS DE SISTEMAS DE CONTROL COMPONENTES DE UN SISTEMA DE CONTROL VARIABLES DE UN SISTEMA DE CONTROL AUTOMATIZACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 32

7 vii SISTEMA AUTOMATIZADO DE DISTRIBUCIÓN (SAD) SISTEMA AUTOMATIZADO DE SUBESTACIONES SISTEMAS DE CONTROL CONVENCIONAL Y CONTROL NUMÉRICO EN SUBESTACIONES SISTEMAS DE CONTROL CONVENCIONAL SISTEMAS DE CONTROL NUMÉRICO (IED S) AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES SUBESTACIONES ELÉCTRICAS COMPONENTES Y EQUIPOS QUE CONFORMAN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA PROCESO DE AUTOMATIZACIÓN 66 CAPÍTULO III SUBSISTEMA DE COMUNICACIÓN 3.1. INTRODUCCIÓN ARQUITECTURA COMUNICACIÓN DE DISPOSITIVOS DE CAMPO CDS COMUNICACIÓN PLC/HMI DE OPERACIÓN PROTOCOLO IEC ACCIONES PRE ESTABLECIDAS 82

8 viii TRABAJOS PRE ESTABLECIDOS NORMAS APLICABLES CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LÍNEA CARACTERÍSTICAS DE LÍNEA DE 60 Kv CRITERIOS DE DISEÑO DEL CABLE OPGW SELECCIÓN DEL CDS OTROS DATOS GENERALES ENSAYOS NECESARIOS 108 CAPÍTULO IV EQUIPAMIENTOS, PRUEBAS Y RESULTADOS 4.1 INTRODUCCIÓN EQUIPAMIENTO DEL SET SATIPO NORMAS VIBRACIONES VENTILACIONES PRUEBAS DATOS TÉCNICOS GARNATIZADOS ANÁLISIS DE RESULTADOS 117 CONCLUSIONES RECOMENDACIONES BIBLIOGRAFÍA

9 ANEXOS ix

10 RESUMEN En la presente tesis se determina que es necesario incluirse en la tendencia mundial y las exigencias del desarrollo social e industrial de los pueblos, por lo que la necesidad de que las empresas comercializadoras de energía eléctrica, brinden los servicios de calidad y para ello es necesario hacer uso de la tecnología de punta de acorde a la tendencia mundial, esto es, mediante la automatización de sistemas de distribución, fundamentadas en la automatización de las subestaciones. La SET Satipo, es una subestación automatizada en base a tecnologías de punta y en base al trabajo de profesionales jóvenes y cuyos diseños y recomendaciones técnicas llegan a un resultado sin mayores observaciones y el cual es beneficioso a la empresa y a toda la sociedad. El tipo de investigación es aplicada, nivel correlacional y diseño descriptivo/correlacional. Método científico experimental. Dado que, la tendencia en el ámbito mundial va hacia la desregulación y privatización de los servicios de generación, transmisión, distribución y comercialización del servicio eléctrico, se encuentra centrada en la creación de mercados competitivos y mejores servicios al entorno social en su conjunto.; se presenta que las actuales necesidades como son: estabilidad y seguridad del sistema eléctrico, la posibilidad de tener un diagnóstico de lo que ocurre en la red eléctrica en tiempo real

11 x disminuyendo así considerablemente los costos operacionales de un sistema, la disponibilidad de la información y la identificación de posibles fallas en la red eléctrica son situaciones que hacen imprescindible optar por la automatización de subestaciones. Es así, como todos los esquemas mostrados tanto de control y comunicaciones han sido implementados con resultados, dentro de las eficiencias esperadas, tal como lo demuestran los protocolos de prueba finales y que han sido supervisados y llevadas a cabo todas las pruebas, de acuerdo a los estándares nacionales e internacionales, por los profesionales de Electrocentro S.A. y quienes son los que han recepcionado la obra en su conjunto.

12 INTRODUCCIÓN La obra ejecutada en al SET Satipo se ha integrado al Sistema Interconectado Nacional (SINAC) y forma parte de las ampliaciones que esta efectuando Electrocentro S.A. de sus redes eléctricas en su zona de concesión. La S.E. Satipo 60/22,9/10 kv, se localiza en la provincia de Satipo, departamento de Junín, y específicamente en los distritos de Río Negro y Satipo, beneficiando a todos los distritos de la provincia de Satipo. La geografía donde está ubicada la obra pertenece a la zona selva, con abundante vegetación, presentando desniveles pronunciados y zonas relativamente planas. El terreno tiene un frente de 100 m y tiene una forma trapezoidal, y se encuentra ubicado en los terrenos de la Universidad Nacional del Centro del Perú, fuera del perímetro urbano, en el kilómetro 5.5 de la margen izquierda de la carretera Satipo Pangoa - Mazamari, el cual fue cedido en cesión de uso por la entidad antes mencionada.

13 2 El clima del área de la obra posee características propias de la zona costera, con precipitaciones pluviales eventuales ni descargas eléctricas. La temperatura en la zona en promedio es: Mínima : 10 ºC Media : 18 ºC Máxima : 34 ºC Con la finalidad de satisfacer la demanda de energía eléctrica a los diferentes poblados de la provincia de Satipo, Valle del Río Tambo y Puerto Atalaya; se ha ejecutado la L.T. 60 kv Pichanaki Satipo y la Subestación de Satipo 60/22,9 kv. Para el sistema de distribución se consideró la tensión de 22,9 kv, por ser una tensión normalizada por Electrocentro S.A. y porque permite tener un mayor radio de acción en la distribución. Así mismo el transformador de potencia de la SET Satipo, por el tipo de conexionado escogido para las protecciones del mismo y de las líneas que salen de la subestación, se ha establecido un tercer devanado en configuración delta, para confinar los armónicos, el cual no tiene una salida física exterior. Jimmy Alex Gómez Canchihuamán

14 CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DEL ESTUDIO 1.1 INTRODUCCIÓN Del Levantamiento topográfico se ha determinado que la línea tiene una Longitud de Km, siendo esta una terna con conductor ACAR de 120 mm2 y un cable de guarda tipo OPGW de 68 mm2 de 24 fibras, apoyada en estructuras metálicas, contándose con estructuras de Suspensión y estructuras de Anclaje. La ruta seguida por esta línea es paralela en su mayor parte de su recorrido a la carretera Marginal de la Selva, que va hacia la provincia de Satipo. Actualmente el déficit y la mala calidad de energía se debe a la poca capacidad del sistema Eléctrico Satipo, Electrocentro viendo la necesidad de mejorar el actual sistema se opto por implementar un punto de llegada para la nueva Subestación de Satipo y de esta

15 5 manera satisfacer las demandas futuras de energía,sin tener un exagerado porcentaje de perdidas técnicas. Las principales características de la línea de transmisión son las siguientes: Tensión Nominal. : 60kV. Numero de ternas : Simple Terna. Longitud : Km. Conductor : ACAR 120 mm2 de sección. Estructuras Metálicas : Del Tipo S (26 Est.), SR (36 Est.) Tipo de estructuras : Suspensión y Anclaje. Aisladores : De Porcelana (suspensión, anclaje). Cimentación : Compactación normal suelo propio. Cantidad de estructuras : Estructuras (Inc. Est. 01 Fin Est. 125). Puesta a Tierra : Resistivo. Con varilla Copperweld y contrapeso de cable copperweld de 35 mm2 de Ø. 1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Habiéndose incrementado la carga debido al desarrollo industrial en algunas zonas urbanas y rurales de la selva de la Región Junín, así como haberse incrementado la población rural y por cuestiones de falta de política y gestión adecuadas, en los últimos años no se ha podido hacer un mantenimiento adecuado de la Central Hidroeléctrica de Chalhuamayo. Así, en el año 2008 Electrocentro S.A. decide convocar a licitación para interconectar mediante una línea de 60 kv desde Pichanaki y

16 6 disponer de una nueva subestación de transformación en la ciudad de Satipo. Así, mediante un convenio con la Universidad Nacional del Centro del Perú obtiene un terreno de más de metros cuadrados y en donde se construyó la subestación de transformación y el cual es concebido como una subestación moderna y de acuerdo a las tecnologías actuales en automatización y comunicaciones, basado en un modelo de subestación muy moderna como es el caso de la S. E. de Huancayo Este. Entonces, la red de distribución eléctrica debe ser modernizada en la provincia de Satipo y así mejorar la calidad de servicio a los sufridos usuarios de dicha provincia FORMULACIÓN DEL PROBLEMA PROBLEMA GENERAL: Cómo automatizar la red de distribución eléctrica en la provincia de Satipo? PROBLEMAS ESPECÍFICOS: a) Cuándo se dice que una subestación está automatizada? b) Cómo se establece el sistema de comunicación de datos para automatizar una red de distribución?

17 7 c) Cuál es la influencia de la red de distribución eléctrica autoamtizada en la calidad de servicio eléctrico a los usuarios de la provincia de Satipo? 1.3 OBJETIVOS Objetivo General: Automatizar la red de distribución eléctrica en la provincia de Satipo Objetivos específicos: a) Establecer criterios básicos de automatización de una subestación b) Establecer criterios de diseño de enlace de comunicaciones. c) Mejorar la calidad de servicio eléctrico en la Provincia de Satipo 1.4 FORMULACIÓN DE HIPÓTESIS Hipótesis general Se automatiza la red de distribución eléctrica en la provincia de Satipo Hipótesis específicas: Se implementa la comunicación de datos en subestación de Satipo.

18 8 Se automatiza la subestación de Satipo. Se mejora la calidad de servicio eléctrico en la Provincia de Satipo. 1.5 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES El indicador principal es mejorar la calidad de servicio del sistema eléctrico en la provincia de Satipo. Variable independiente: Automatización de la subestación de Satipo. Variable dependiente: Automatización de la red de distribución eléctrica en la provincia de Satipo.

19 CAPÍTULO II AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA 2.1 PRINCIPIOS DE AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL CONCEPTOS BÁSICOS La automatización es la sustitución de la acción humana por mecanismos, independientes o no entre sí, movidos por una fuente de energía exterior, capaces de realizar ciclos completos de operaciones que se pueden repetir indefinidamente. Un sistema automático supone siempre la presencia de una fuente de energía, de unos órganos de mando, que son los que ordenan el ciclo a realizar, y de unos órganos de trabajo, que son los que los ejecutan. Podemos definir un sistema como un conjunto de componentes físicos, unidos o relacionados de tal manera que forman y/o actúan como una unidad completa.

20 23 Se entiende por proceso físico o, simplemente, proceso un conjunto de transformaciones físicas y/o de transmisiones de materia y/o de energía. Por control se entiende el conjunto de acciones emprendidas para dar a un proceso la evolución deseada. La palabra controlar es sinónimo de gobernar, mandar, dirigir o regular. Combinando las definiciones anteriores, establecemos: Un sistema de control es un ordenamiento de componentes físicos unidos o relacionados de tal manera que mandan, dirigen o regulan al mismo sistema o a otro. Un control automático es el conjunto de acciones de control efectuadas sin la intervención de un operario humano. Estas acciones serán realizadas por los dispositivos que forman el sistema de control. Un sistema de control puede ser parte de otro mayor, en cuyo caso se llama subsistema o subsistema de control TIPOS DE SISTEMAS DE CONTROL. Varios son los criterios que pueden seguirse para clasificar los sistemas de control: en función de que el estado de la salida intervenga o no en la acción de control (lazo abierto o lazo cerrado); según las tecnologías puestas en juego (mecánicos, neumáticos, hidráulicos, eléctricos y electrónicos); atendiendo a las técnicas de procesamiento de la señal

21 24 (analógicos y digitales); según la forma de establecer la relación entre los elementos del sistema (cableados y programados), etc SISTEMAS DE CONTROL EN LAZO ABIERTO Y EN LAZO CERRADO. Atendiendo a la dependencia del control respecto a la variable de salida, los sistemas de control se clasifican en dos categorías: Sistemas en lazo abierto: Son aquellos en los que la acción de control es independiente de la salida, es decir, la señal de salida no tiene influencia sobre la señal de entrada. Su esquema se ilustra en la figura 2.1. Un ejemplo de este tipo es el sistema de encendido del timbre de entrada/salida a clase, controlado por un reloj. Figura Nro: 2,1: Control de lazo abierto. Sistemas en lazo cerrado: Son aquellos en los que la acción de control depende, de alguna manera, de la salida (existe una realimentación de la señal de salida, tal como se representa en la figura 2,2). Por ejemplo, el ya comentado sistema de encendido de las lámparas del patio al atardecer, controlado por un interruptor crepuscular.

22 25 Figura Nro:2,2: Control de lazo cerrado En el primer caso se tienen los circuitos de mando y en el segundo los circuitos de regulación. De modo que, la operación de mando está caracterizada por una intervención exterior (variables de entrada externas) al proceso controlado, la cual determina un cambio o una modificación en el mismo (variables de salida). Al ser un circuito de lazo abierto, las variaciones de la magnitud de salida no pueden influir sobre el dispositivo de mando. Su capacidad de desempeño con exactitud está determinada por su calibración. Calibrar significa establecer o restablecer la relación entrada-salida para obtener una exactitud deseada del sistema. En el ejemplo propuesto, la exactitud dependería del reloj que gobierna el timbre. La operación de regulación consiste en comparar de modo permanente la magnitud de salida o magnitud gobernada en el proceso con el valor ajustado. En caso de que los dos valores coincidan, no se actúa sobre la magnitud de salida;

23 26 en caso de que difieran, la diferencia se aplica al dispositivo de regulación que corrige los valores de la magnitud regulada tratando de que dicha diferencia sea nula. La regulación conlleva un circuito de lazo cerrado, es decir, un mecanismo de realimentación de la variable de salida hacia la entrada. Los sistemas de control en lazo cerrado, más comúnmente se llaman sistemas de control retroalimentados. Para clasificar un sistema de control en lazo abierto o en lazo cerrado, se distinguen claramente entre los componentes del sistema y los componentes que interactúan con él, pero que no son parte del sistema en sí. La presencia de retroalimentación, típicamente, proporciona las siguientes propiedades al sistema. Exactitud aumentada. Por ejemplo, la habilidad de reproducir fielmente la entrada. Tendencia hacia la oscilación o la inestabilidad. Sensitividad reducida de la razón salida a entrada (ganancia) frente a las variaciones en los parámetros del sistema y en otras características. Efectos reducidos de las no linealidades. Efectos reducidos de las distorsiones externas o ruido. Aumento del ancho de banda. El ancho de banda es una medida de lo bien que responde el sistema a las variaciones de la entrada.

24 SISTEMAS DE CONTROL DE PROCESOS CON TECNOLOGÍA DIGITAL. La influencia del desarrollo de la informática y de los ordenadores ha sido grande en el control de procesos, permitiendo el desarrollo de una nueva técnica: el control digital. La mayoría de los sistemas físicos evolucionan de forma continua en el tiempo y los ordenadores no pueden tratar estas señales directamente, por lo que si se desea introducir ordenadores como elementos de control, se hace necesario un acondicionamiento previo a la entrada de datos en el ordenador mediante un conversor A/D (Analógico/Digital), y otro posterior con un conversor D/A (Digital/Analógico). Esta combinación de acciones discretas y continuas hace que aparezcan retardos de tiempo asociados a los tiempos de conversión, A/D y D/A introducen una pequeña variación en la amplitud de las señales por el hecho de utilizar una longitud de palabra finita, aunque es bien cierto que cualquier dificultad relacionada con la longitud de la palabra y la velocidad de cálculo disminuye rápidamente con las constantes mejoras introducidas por la tecnología digital. El empleo de la tecnología digital proporciona un alto nivel de inmunidad al ruido; a menos que la perturbación sea demasiado grande, la interpretación de los datos no se verá alterada ya que la diferencia entre ceros y unos es lo suficientemente significativa como para poder realizar una regeneración total de las señales.

25 28 Figura Nro: 2,3: Topología típica de un sistema de control digital COMPONENTES DE UN SISTEMA DE CONTROL. La figura 2.4 representa uno de los posibles esquemas de bloques de un sistema de control genérico y simple, en lazo cerrado (retroalimentado), con una sola entrada y una sola salida, para un sistema con señales continuas. Las flechas de un lazo cerrado, que conectan un bloque con otro, representan la dirección del flujo de la energía de control o información, que a menudo no es la fuente principal de energía para el sistema. Figura Nro: 2,4: Esquema de bloques de un sistema de control. Los elementos del sistema de control más importantes son los siguientes:

26 29 - Proceso: Conjunto de operaciones que se van a suceder y que van a tener un fin determinado. El procesamiento se realiza sobre una planta o una máquina, que son el conjunto de componentes y piezas que van a tener un determinado objetivo. - Actuador: Como el nombre indica es el componente encargado de actuar sobre el proceso o máquina en función de la señal recibida del amplificador. El actuador modifica la variable de entrada del proceso controlado, por ejemplo, una corriente eléctrica que circula por la resistencia del radiador, en un sistema de control de temperatura; una corriente de fluido por una tubería, en un sistema de control de caudal; etc. - Amplificador: Elemento que aumenta la amplitud o intensidad de un fenómeno. Tiene por finalidad amplificar la señal de error con objeto de que alcance un nivel suficiente para excitar el actuador. - Comparador: Elemento que compara la señal controlada con la señal de referencia para proporcionar la señal de error. El resultado de la comparación representa la desviación de la salida con respecto al valor previsto. Se le conoce también como detector de error. - Generador del valor de referencia o consigna: Componente capaz de generar una señal análoga a la señal de salida que se quiere gobernar;

27 30 esta señal de referencia es la encargada de imponer el valor deseado en la salida. - Transductor: Dispositivo que transforma un tipo de energía en otro más apto para su utilización. Si la energía transformada es en forma eléctrica se llama sensor. Por ser el instrumento encargado de detectar la señal de salida para utilizarla de nuevo en el proceso de realimentación se le llama en los sistemas de control captador. - Acondicionador de señales: Bloque que adapta la señal transformada por el transductor a los niveles adecuados del comparador. Controlador: Elemento de los sistemas digitales que incluye las funciones del comparador, el amplificador y el acondicionador de señales VARIABLES DE UN SISTEMA DE CONTROL. En el análisis de los sistemas de control, cada uno de sus componentes analizados en el apartado anterior, constituyen sistemas físicos individuales caracterizados por tener una entrada y una salida variables con el tiempo. Para determinar la relación entre entrada y salida de cada subsistema es necesario aplicar las leyes físicas que rigen su funcionamiento. Las señales más significativas del sistema de control (figura 65.4) son: - Señal de referencia: Señal que se calibra en función del valor deseado a la salida del sistema.

28 31 Señal controlada: La salida controlada es la variable de salida del proceso, bajo el mando del sistema de control con retroalimentación. Señal activa: Se denomina así a la señal de error que es la diferencia entre la señal de referencia y la señal realimentada. - Perturbaciones: Señales indeseadas que intervienen de forma adversa en el funcionamiento del sistema. - Señal de control (o variable manipulada) es la señal de salida de los actuadores, aplicada como entrada en la planta. Usualmente, en un sistema de control si se dan la entrada y la salida, es posible identificar, delinear o definir la naturaleza de los componentes. - La entrada es el estímulo, la excitación o el mandato aplicado a un sistema de control, generalmente desde una fuente externa de energía, para producir una respuesta específica del sistema de control. - La salida es la respuesta que se obtiene de un sistema de control. Puede ser o no igual a la respuesta implícita especificada por la entrada. Las entradas, por ejemplo, pueden ser variables físicas o cantidades más abstractas, tales como valores de referencia, de ajuste o deseados para la salida del sistema de control.

29 AUTOMATIZACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. Los sistemas de distribución incluyen todos los elementos de transporte de energía comprendidos entre las subestaciones primarias, donde la transmisión de potencia se reduce a niveles de distribución, y las tomas de servicio a los abonados. Un sistema de distribución normal consta de: redes de sub transmisión, subestaciones de distribución, que transforman la energía a un atención más baja, adecuada para la distribución local, alimentadores o feeders, los cuales alimentan un área bien definida; estaciones transformadoras de distribución, montadas sobre postes, en casetas o cámaras subterráneas, cerca de los centros de consumo (Sub Sistema de Distribución Primaria), para transformar la energía a la tensión de los usuarios finales. Luego se tiene las redes de distribución de baja tensión que transportan la energía a lo largo de las calles y por acometidas que transportan la energía desde las redes de baja tensión a los empalmes de los usuarios (Sub Sistema de Distribución Secundaria). Las redes de distribución presentan características muy particulares, que las diferencian de las de transmisión. Entre estas se distinguen: Topologías radiales. Múltiples conexiones (monofásicas, bifásicas, trifásicas). Estructura lateral compleja.

30 33 Cargas de distinta naturaleza. Líneas sin transposiciones. Posibilidad de ampliación de cualquier parte del sistema (sin sustitución de materiales, o lo mínimo posible y sin paralización del servicio) SISTEMA AUTOMATIZADO DE DISTRIBUCIÓN (SAD). Un Sistema Automatizado de Distribución SAD, es una combinación de sistemas automatizados que le permite a una empresa de energía, planear, coordinar, operar y controlar algunos o todos los componentes de su sistema eléctrico, en tiempo real o fuera de línea. Los principales elementos que componen un Sistema Automático de Distribución pueden clasificarse así: Equipos de Maniobra (reconectadores, seccionalizadores y seccionadores) Sistema de Control Supervisado y Adquisición de Datos (SCADA). Sistema de comunicación. Hardware instalado en centros de control. Paquetes de aplicación (Software). La infraestructura constituida por los elementos mencionados puede ser costosa, pero tiene la ventaja de permitir normalmente una inversión por etapas que representan desde el comienzo una muy alta relación beneficio / costo. Por esto la mayoría de países desarrollados y algunos

31 34 de los que están en vía de desarrollo han implementado, en muchos casos de manera parcial al menos, Sistemas Automatizados de Distribución. El software para implementar la Automatización de Sistemas de Distribución se conoce comúnmente como DMS (DISTRIBUTION MANAGEMENT SYSTEMS) y puede estar conformado por una amplia cantidad de aplicaciones, entre las cuales las más comunes son: Análisis de flujo de carga y cortocircuito. Control de voltaje y potencia reactiva en alimentadores. Reconfiguración de alimentadores o circuitos de distribución Monitoreo de armónicos. Restablecimiento del servicio Gestión de carga en transformadores (TLM) Gestión de carga del consumidor (Load Side Managment) Gestión de llamadas para reportar fallas del servicio (Trouble Call Management) Lectura remota de contadores Es conocido que el máximo nivel de pérdidas en un sistema eléctrico no debe ser mayor a un 10% y que idealmente debe estar entre un 6 y 8%. En los países en vías de desarrollo es común que este valor sea superior a un 20%. Por lo tanto, cualquier esfuerzo destinado a la reducción de las pérdidas es generalmente justificable.

32 35 En esta tesis se hace énfasis en la automatización de subestaciones y sus alimentadores pertenecientes a la Empresa ELSE S.A., como ya detallamos anteriormente; es por eso que nos dedicaremos a estos temas SISTEMA AUTOMATIZADO DE SUBESTACIONES Los sistemas de control de subestaciones comenzó en la década del sesenta, pero el reemplazo de los relés electromecánicos por dispositivos de estado sólido se inició en la década del setenta. Aún así, solamente algunas compañías de servicio eléctrico han emprendido proyectos de integración completa de estos dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs - Intelligent Electronic Devices) como son llamados los relés basados en microprocesadores. Antes de emprender con la implantación del automatismo de subestaciones, es de vital importancia identificar qué partes del sistema eléctrico deben ser automatizados dando las prioridades en función a la importancia de la instalación y sobre todo teniendo en cuenta el aspecto económico. A continuación haremos una breve descripción de las partes que generalmente son automatizadas: IDENTIFICACION DE LOS COMPONENTES DE LA SUBESTACION A SER AUTOMATIZADOS. Los proyectos de automatización de subestaciones, típicamente, involucraban tres áreas funcionales Control Remoto y Adquisición de

33 36 datos (SCADA - Supervisory Control And Data Adquisition), mas despliegue, control y medición de la subestación y, adicionalmente la protección. La siguiente tabla muestra los equipos principales requeridos en las subestaciones para los sistemas de control. Cuadro Nro: 2,1: Equipos principales necesarios para automatización de subestaciones CONFIGURACIÓN DE SUBESTACIONES. Una subestación contiene todos los equipos de alta tensión y equipos auxiliares necesarios para asegurar una operación confiable y un suministro seguro de la energía eléctrica. En nuestro medio por ejemplo la transmisión de la energía eléctrica se hace a 220 y 138 Kv., subtransmisión a 69, 66 y 60 Kv. y distribución primaria a 33, 22.9, 13.8 y 10 Kv. Las configuraciones de las subestaciones de alta tensión son gobernadas por las necesidades de operación y mantenimiento, es por

34 37 ello que existe una diversidad de configuraciones con ciertas ventajas y desventajas de unas con respecto a las otras. Las configuraciones más usadas en nuestros sistemas eléctricos son: la barra simple, adecuada para instalaciones pequeñas, donde necesariamente la subestación debe salir de servicio para efectuar las labores de mantenimiento. La barra doble, muy usada en niveles de 220 y 138 Kv, con la ventaja de realizar el mantenimiento de los equipos sin interrumpir la fuente de alimentación, la subestación puede operar con dos barras separadas y desde el punto de vista de operación es bastante flexible. Interruptor y medio, que tiene la gran ventaja que con falla en barras no se produce interrupción del servicio. Barra en anillo, donde cada bahía requiere solamente un interruptor y cada uno de los interruptores puede ser aislado para mantenimiento sin la interrupción de la fuente de energía. Tradicionalmente la configuración de barras de las subestaciones son representadas en los tableros de control y los paneles mímicos desde donde los operadores efectúan las maniobras de control. La lógica de operación de los equipos de maniobras depende de la configuración de la subestación y están construídas usando relés auxiliares instantáneos y temporizados. En la automatización de las subestaciones, las configuraciones se representan en despliegues de las PC's con indicadores de posición de

35 38 equipos de maniobra, e indicación de las variables de operación. Dentro de la arquitectura de la automatización de subestaciones, la configuración de la subestación está considerada en el nivel SISTEMAS DE PROTECCIÓN. Con el transcurrir de los años, la importancia de los sistemas de protección de las instalaciones eléctricas ha ido en aumento debido a que desde el punto de vista operativo se ha visto la necesidad de que las instalaciones operen con mayores niveles de carga, seguridad, confiabilidad y sobre todo calidad de servicio. Actualmente en los sistemas eléctricos, el tipo de protección dominante todavía son los relés electromecánicos seguido por los relés electrónicos analógicos y en menor cuantía los relés digitales. Los relés de protección son los elementos inteligentes en toda instalación eléctrica debido a que una vez puesto en servicio, su operación es totalmente independiente de la decisión de los operadores, de aquí que los conceptos de rapidez, seguridad y confiabilidad siguen siendo válidos en el diseño y aplicación de los sistemas de protección. Con la aplicación de la tecnología digital o numérica (tecnología en base de microprocesadores), los relés dejan de ser dispositivos exclusivamente para protección de redes aunque sigue siendo su principal objetivo. Es gracias a los microprocesadores que mediante software se consigue que los relés sean también medidores de potencia activa, potencia reactiva,

36 39 intensidades, voltajes, etc. en condiciones normales de operación del sistema eléctrico y proveen versatilidad tanto en inteligencia en la operación como en su programación, que permite acceder de forma remota al relé en estudio y a su conjunto de datos SISTEMAS DE MEDICIÓN. En condiciones normales de operación, la supervisión de los sistemas eléctricos se hace mediante indicadores analógicos conectados directamente a los transformadores de medida o a través de transductores. Estos dispositivos actualmente se siguen utilizando inclusive en las nuevas instalaciones y siempre indican una sola variable, es decir, corriente, tensión, potencia activa, potencia reactiva, frecuencia, factor de potencia, etc. Desde hace varios años, con la tecnología digital, se introdujo el concepto de equipos multifunción que permiten que un solo equipo sirva para medir prácticamente todas las variables indicadas en el párrafo anterior SISTEMAS DE CONTROL. Los sistemas de control tradicionales consisten en maniobrar los equipos de la subestación a través de pulsadores instalados en los tableros de control, donde es necesario tener en cuenta ciertas medidas de seguridad previamente establecidas. En este campo también juegan un papel importante los sistemas de protección digitales porque tienen implementados lógicas de control de los

37 40 interruptores cuyas posiciones son comunicadas a los relés por medio de entradas digitales programables SISTEMAS DE ALARMAS, SEÑALIZACIÓN Y RE- GISTRADOR DE PERTURBACIONES. Los sistemas de alarmas y señalización sirven para informar a los operadores sobre la actuación de los componentes de la subestación ante la ocurrencia de algún evento en la red eléctrica. Por espacio y tamaño de los equipos que se utilizan para este fin, la información implementada generalmente está limitada a las indicaciones más importantes de los equipos controlados. Otro inconveniente con estos equipos es que la fecha y hora de ocurrencia de cualquier evento no se registra en forma automática y en caso de faltar algún material (papel, tinta, etc.), sencillamente la información se pierde. La tecnología digital ha permitido que el número de puntos a controlar aumenten, la fecha y hora quede registrada, los registros analógicos y lógicos queden almacenados en memoria, permitiendo que los análisis se efectúen en forma rápida y las medidas correctivas se tomen en forma oportuna. Se han desarrollado equipos registradores digitales que vienen siendo usados en varias instalaciones. Sin embargo, en los sistemas de protección también se ha considerado esta función.

38 41 Teniendo el registro de la perturbación mediante software proporcionado por el mismo fabricante de los relés, se puede tener información adicional que permita tomar decisiones importantes para el mantenimiento de los equipos, medir la calidad de servicio como son la variación de la frecuencia y tensión y el nivel de armónicos en condiciones normales de operación del sistema eléctrico SISTEMAS DE COMUNICACIONES. La onda portadora (PLC- Power Line Carrier) y línea telefónica dedicada son los medios que tradicionalmente se usan en la explotación de los sistemas eléctricos. Sin embargo, la necesidad de transmitir grandes bloques de información a mayores velocidades exige sistemas de comunicación de tecnología superior. Los dispositivos digitales están diseñados para integrarse en una instalación mediante los sistemas de comunicación tradicionales mediante contactos secos, fibra óptica y puertos seriales RS232 y RS485. Generalmente en una subestación se tiene equipos de diferentes fabricantes por lo que el protocolo de comunicaciones no es único. Para superar en parte esta dificultad, en la automatización de subestaciones se tienen los módulos de interfaz de red (NIM - Network Interface Module) que sirven para capturar la información de los diferentes equipos a través de comunicación serial si los equipos son digitales o contactos secos si los equipos son electromecánicos.

39 BENEFICIOS DE LA AUTOMATIZACION DE SUB- ESTACIONES. Muchas compañías eléctricas actualmente pueden identificar los beneficios potenciales proporcionados por la automatización de las subestaciones. Generalmente estos beneficios caen dentro de dos campos como son el campo estratégico y el campo tangible. Los beneficios estratégicos resultan de los programas diseñados para mejorar la percepción de los clientes respecto a la calidad de servicio. Los beneficios tangibles resultan de los programas diseñados para incrementar la habilidad de la compañía para un mejor desempeño, enfrentar las dificultades en forma oportuna y menos costosa. Entonces se puede decir que los beneficios de la automatización son los siguientes: Alta fiabilidad en las funciones al tener autochequeo y capacidad de comunicación. Mejora en la operación del Sistema Eléctrico, al optimizarse la supervisión de los equipos. El compartir información entre los distintos componentes permite mejorar el comportamiento individual y el del Sistema.

40 43 Posibilidad de realizar una adecuada validación de datos y corrección de errores basada en múltiples fuentes de datos. Mayor y mejor información a todos los niveles. Posibilidad de realizar la protección y el control adaptativo. Mejora en la economía de hardware. Posibilidad de inmunidad EMI al poder adaptar enlaces de fibra óptica en las comunicaciones INTEGRACIÓN DE LAS FUNCIONES DE PRO- TECCIÓN, CONTROL, ANALISIS Y SUPERVISIÓN EN TODOS LOS NIVELES DE LA SUBESTACIÓN. El sistema integrado de protección, control, análisis y supervisión desarrollado por los diferentes fabricantes se aplica en Subestaciones Eléctricas de Alta y Media Tensión y sustituyen a los siguientes equipos convencionales: Paneles mímicos locales y remotos y equipos relacionados con ellos. Reguladores de cambiadores de tomas en los transformadores de potencia. Paneles de equipos de sincronización y equipos relacionados. Equipos de Protección.

41 44 Transductores y equipos de medida. Paneles de alarma. Registradores de eventos. Unidades remotas de adquisición de datos. Además estos equipos disponen de la siguiente funcionalidad: Realización de maniobras de apertura / cierre de los interruptores y seccionadores de la Subestación. Realización de funciones secuenciales de control (interbloqueos de la bahía). Realización de funciones de comprobación de sincronismo. Rechazo programado de cargas. Funciones de protección asociadas a la bahía. Realización de ajustes de los equipos de protección, obtención de los valores medidos y evaluación de los datos de eventos y oscilografía generados. Reposición eléctrica de relés de disparo y bloqueo. Adquisición de estados con los chequeos respectivos de los interruptores y seccionadores de la Subestación.

42 45 Medición cíclica y refresco de la base de datos sin necesidad de transductores, e indicación en el esquema mímico de los voltajes, intensidades, frecuencia y potencia activa y reactiva. Configuración y despliegue de los esquemas unifilares de la subestación y posiciones individuales con indicación del estado correspondiente. Autochequeo, dando como resultado alarmas del Sistema y del estado del hardware. Comunicación y transferencia de datos a niveles superiores. Generalmente las arquitecturas de estos sistemas están basadas en la existencia de funciones en cuatro niveles de gestión del Sistema Eléctrico, los cuales se describen a continuación como funciones de nivel FUNCIONES DE NIVEL 0. Estas son las llamadas funciones básicas que se realizan en una subestación y están estrechamente relacionadas con los niveles de alta tensión y son como a continuación se describe: Corte de las intensidades de carga o de cortocircuito: interruptores. Aislamiento de líneas o secciones de las barras realizadas sin carga: seccionadores.

43 46 Figura Nro: 2,5: Equipos componentes del nivel 0 Distribución de las cargas en circuitos: configuración de barras. Elevadores o reductores de voltaje para transporte de energía: transformadores de potencia. Reductores de intensidad para medida: transformadores de corriente. Reductores de voltaje para medida: transformadores de tensión. Mantenimiento de alimentación a los equipos del nivel 1 en caso de pérdida de suministro desde los equipos del nivel 0: equipos auxiliares FUNCIONES DE NIVEL 1. Las realizan los también llamados componentes secundarios; lo forman: Los equipos de control y supervisión asociados directamente a los componentes primarios (módulos de interfaz de red NIM).

44 47 Los equipos de protección asociados directamente a los componentes primarios. Los equipos de comunicaciones asociados a los componentes del nivel 1. Las funciones básicas del nivel 1 pueden resumirse como: Protección. Interbloqueos al nivel de bahía. Recolección y pre-proceso inmediato de datos. Conversión en mensajes de los datos que necesitan ser enviados al control central (nivel 2). Acción directa sobre los equipos del nivel 0. Figura Nro: 2,6: Nivel 1 del Sistema NIM FUNCIONES DE NIVEL 2. Se usan para el proceso posterior, distribución e intercambio de los datos almacenados cíclicamente por los componentes del sistema (nivel 1). Las

45 48 funciones de este nivel residen en el hardware que también podríamos llamar control central de la subestación. Figura Nro: 2,7: Arquitectura básica en el nivel 2 El hardware está formado básicamente por: El concentrador y controlador de las comunicaciones. Ordenador central para adquisición y proceso de la información recogida del nivel 1 y control de la subestación. Las funciones principales que componen el nivel 2 se han clasificado en cuatro grupos de acuerdo con los procesos que normalmente es necesaria realizar: a) Procesos de protección y análisis: Las funciones que se utilizan para los procesos de protección son las siguientes:

46 49 o Gestión del sistema. o Protecciones adaptativas. o Supervisión del sistema. o Tratamiento de Alarmas. o Registro de eventos. o Registros de oscilografía. o Registros históricos de demanda de carga. b) Procesos de control y supervisión: Son los relacionados directamente con las actividades normales de control de la subestación y podemos clasificarlos como: - Operación manual (medida y mandos). - Macro-comandos, o comandos compuestos por otros simples a realizar secuencialmente. - Automatismos. - Alarmas. - Registro de eventos (los utilizados en la protección). - Registros históricos (los utilizados en la protección). c) Procesos de mantenimiento: Estos procesos gestionan la información del sistema que van a ser empleadas en el mantenimiento del propio sistema (niveles 1 y 2) o de

47 50 los componentes del nivel 0. Estos procesos pueden clasificarse del modo siguiente: - Gestión de revisiones del sistema. - Supervisión de equipos. - Estadísticas de actuaciones de los equipos de los niveles 0 y 1. - Informes de operación de la subestación. d) Procesos de gestión del sistema: Estos son procesos de aplicación general a todo el sistema y son: Configuración del sistema. Parametrización. Accesos y clasificación de los mismos. Esta clasificación de los procesos se aplica tanto a la gestión de la base de datos como a la interfaz hombre-máquina. Base de datos del sistema: La base de datos debe tener toda la flexibilidad que permita un rápido acceso a la información, así como las actualizaciones que se necesitan permanentemente realizar de acuerdo a las nuevas implementaciones de equipos y cambios que se realicen en la subestación. Interfaz hombre-máquina: La interfaz hombre-máquina debe ser de manejo muy simple, de modo que los operadores con poco entrenamiento, puedan acceder a la

48 51 información básica necesaria para los fines de operación. Asimismo deben prestar ayuda al personal de mantenimiento en problemas de diagnostico y reparación, proporcionando información en situaciones normales de emergencia. Figura Nro: 2,8: Arquitectura típica del Sistema NIM FUNCIONES DE NIVEL 3. Este nivel lo conforman fundamentalmente los equipos de telecontrol y las comunicaciones asociadas que permiten el desempeño de las siguientes áreas: Ingeniería de protecciones; encargada de todas las actividades de análisis, cálculo de ajuste de protecciones, evaluación de estadísticas y todas las actividades asociadas.

49 52 Ingeniería de gestión de mantenimiento; encargada de la gestión de los procesos y coordinación del mantenimiento. Centro de control; encargado de las actividades de operación y control (para esta área, el nivel 2 tiene funciones similares a las conocidas RTU). Ingeniería de planificación; encargada del planeamiento de la red, básicamente hace uso de las estadísticas y previsiones de carga elaboradas por las áreas de protección y control. 2.3 SISTEMAS DE CONTROL CONVENCIONAL Y CON- TROL NUMÉRICO EN SUBESTACIONES SISTEMAS DE CONTROL CONVENCIONAL. Los sistemas de control convencional se encuentran conformados por equipos y componentes integrados como se ha realizado en la forma tradicional. Esto es, utilizando cables multiconductores, relés auxiliares, relés repetidores, relés de disparo y bloqueo, etc. Existen los equipos primarios del patio (nivel de campo), el cableado de interconexión y los equipos de procesamiento de información, en este caso el cuarto de relés y/o el de control. Estos sistemas de control tienen las siguientes características: a) Ingeniería: Corresponde a la selección y la elaboración de los planos para que la bahía funcione como un todo, esto en lo correspondiente a protección,

50 53 medición, control y supervisión. Se debe tomar en cuenta la gran cantidad de planos de cableados y funcionales de las bahías y celdas correspondientes al esquema de la subestación a ser trabajada. Estos planos, que son generados en esta fase, corresponden a los de los equipos exteriores, tableros de agrupamiento de señales y los tableros que se encuentren dispuestos en la caseta de relés o caseta de mando tales como: Control, Protecciones, Mando y Señalización. b) Montaje: Con respecto al montaje se debe tomar en cuenta que este tópico contempla a los equipos primarios, los armarios de agrupamiento de señales y los tableros a ser instalados en la caseta de relés o caseta de mando, sea el caso que aplicase. La cantidad de equipos, armarios y tableros va a estar definido por el esquema de la subestación a ser implementada, los mismos se unirán a través de cables multiconductores, en canales de cables, con el fin de realizar el tendido de toda la información concerniente en lo que respecta a las diferentes funciones tales como: Protecciones, Control, Señalización y Alarmas. c) Cableado: Está actualmente establecido que uno de los principales objetivos al instalar un sistema moderno de control es la reducción de costos de

51 54 cableado entre los diferentes equipos de patio y el nivel de control de subestación. En una subestación construida con tecnología de control convencional se deben instalar entre 200 y 500 señales por bahías. En una instalación típica de 400kV con dos bahías de transformadores y cuatro bahías de línea, puede haber hasta 3000 conexiones entre los gabinetes de patio, y la sala de control y protecciones. Dichos enlaces sufren de los factores ambientales, y en el caso de instalaciones a la intemperie están expuestas a riesgos de deterioro serios durante el ciclo de vida de los equipos primarios. En estos casos, las fallas en los cables implican en la mayoría de los casos el reemplazo completo del cableado. La transmisión de datos analógicos en distancias mayores a 50 m usando conductores de cobre trayen como consecuencia perdida de señales, ruido y reducción en la precisión del procesamiento de señales. Todos estos factores imponen limitaciones en el sistema. d) Operación y Mantenimiento: Las operaciones que se realizan en los patios de alta tensión pueden ser ejecutadas de diferentes maneras: En forma de telemando, desde un despacho de carga a través de un enlace de comunicaciones. Este despacho a su vez se encargará, en una de sus tareas, de centralizar todo el sistema de potencia de la compañía eléctrica.

52 55 Localmente, en el propio equipo en el patio exterior. A distancia, desde la caseta de relés o la caseta de mando. Este mando se realiza a través de pulsadores ubicados en los armarios de los equipos exteriores, si ese es el caso, o a través de un conmutador de accionamiento en el tablero mímico si es el caso del armario ubicado en la caseta de relés. Por ello, el principio fundamental en toda labor de operación y mantenimiento es tomar en cuenta la seguridad del personal y posteriormente la integridad el equipo en sí. Para esto se debe realizar lo siguiente: - Un estudio previo de la maniobra a realizar, dependiendo el esquema a implementar. - Utilizar los equipos de seguridad adecuados. - Aplicar las normas de seguridad. En caso de los patios convencionales nos encontramos que las labores de operaciones son realizadas con la mayor precaución que les corresponde. El mantenimiento se realiza básicamente sobre los equipos de alta tensión como son: interruptores, seccionadores, transformadores de medida etc. e) Puesta en servicio: La puesta en servicio de subestaciones de alta tensión con sistemas de control convencionales se realiza, por una parte, en los equipos de alta

53 56 tensión, tableros en las casetas de relés o caseta de mando y por la otra parte todo lo que está relacionado con el denominado Hard-Wire que engloba todo lo correspondiente a la parte funcional de la subestación. Esta parte funcional implica realizar el chequeo de toda esa información de control, mando, señalización, alarmas que van a través de toda esa cantidad de cableado tendido en todo el patio hacia los diferente equipos y tableros, esta actividad puede generar una gran cantidad de tiempo que puede ser del orden de días dependiendo el esquema de la subestación, cantidad de bahías, cantidad de celdas, etc SISTEMAS DE CONTROL NUMÉRICO (IEDs). Actualmente, la tecnología de control numérico ha reducido notablemente el número de componentes distintos o equipos, lo cual ha aumentado la disponibilidad del sistema y ha reducido los costos asociados al mismo. Los Sistemas SCADA IEDs ( Intelligent Electronic Device ) basados en microprocesadores ofrece nuevas posibilidades tales como autosupervisión, análisis de señales, facilidades computacionales para los algoritmos de protección y control, almacenamiento de datos, manejo de eventos y análisis de fallas. Además, el uso de redes LAN (Local Area Network ) de alta velocidad para la transmisión de datos ahorra de manera considerable el volumen de cableado, permite, gracias a su inmunidad a las interferencias

54 57 electromagnéticas (en el caso de la fibra óptica) su utilización lo más cerca posible del proceso primario. Los sistemas de control numérico han sido concebidos y diseñados para realizar el control, la supervisión y la protección de una subestación y de sus líneas de entrada y salida. Un sistema de control automatizado para subestaciones eléctricas consiste, siguiendo la estructura general de los sistemas de control de subestaciones mencionada en el punto , en un nivel de campo, un nivel de control de bahía, un nivel de control de subestación y un medio de comunicación entre ellos. Dentro de los sistemas de automatización por IEDs tenemos los PLCs (Controladores Lógico Programables) y la tecnología LONWORKS. Los sistemas de control numérico (digital) tienen las siguientes características: a) Ingeniería: En este tipo de sistemas de control, la ingeniería corresponde, en primer lugar, a la selección del esquema de control numérico aplicable a la subestación, esto sobre la base de las normas y estándares aplicable y las especificaciones técnicas particulares de la subestación. En segundo lugar se deben seleccionar los equipos de protección, comunicación, automatización y control que integrarán el sistema. Se ha de tener especial cuidado en seleccionar equipos que permitan:

55 58 - Capacidad de comunicación de datos de alta velocidad IED-IED. - Capacidad I/O expandible. - Múltiples entradas TCs y TPs con posibilidad de calcular parámetros eléctricos (entradas virtuales). Comparativamente con los sistemas de control convencionales, la elaboración de los planos para el sistema es significativamente menor. Ya que los planos de cableado se limitarán, en la mayor parte del sistema, a mostrar las conexiones seriales o en red entre los equipos. Siendo similares sólo en el cableado entre el nivel de control de bahía y campo. Otro paso importante en la realización de la ingeniería para un proyecto de control numérico consiste en la programación del control, como tal, a los diferentes niveles. A nivel de bahía se debe programar la configuración para los controladores de bahía (lógica programada), enclavamientos permisivos, alarmas y señalizaciones (SOE) a ser reportadas al SCADA local. A nivel de subestación se debe programar el control de todas las bahías y el reporte a su vez a los centros de control remotos (centros de despacho de carga). b) Montaje: En términos de montaje dentro de una subestación, para un sistema de control numérico, por cada bahía el número de gabinetes necesarios por celda se ve disminuido significativamente, ya que a lo sumo cada bahía va

56 59 a necesitar un gabinete por celda y un gabinete para la unidad controladora de bahía. Eliminándose aquellos gabinetes repletos de componentes electromecánicos o estáticos convencionales. c) Cableado: Esta integración reduce la cantidad de cableado de señales y otros equipos requeridos por la subestación, ahorrando así costos tanto de cableado como de espacio en la subestación. Está actualmente establecido que uno de los principales objetivos para instalar un sistema de control numérico es la reducción de costos de cableado entre los diferentes equipos de patio y el nivel de estación. d) Operación y Mantenimiento : La labor de operación cuando se implementa un sistema de control numérico posee la diferencia con respecto al convencional, en que los equipos y tableros poseen relés con tecnología IEDs basada en microprocesadores que le brindan inteligencia y mayor seguridad al momento de realizar las maniobras. e) Puesta en servicio: La puesta en servicio de subestaciones de alta tensión con sistemas de control numérico se realiza por una parte, en los equipos de alta tensión, tableros en caseta de relés, o caseta de mando, de igual manera que en las subestaciones con esquemas de control convencionales. Sin embargo, la verificación del cableado está limitada únicamente a la

57 60 interconexión física entre el nivel de control de campo y el nivel de control de bahía. Por otra parte, se pone en servicio todo lo relacionado con la red de control de los niveles jerárquicos superiores (control de bahía y control de subestación), que fue definida específicamente para al esquema de control a ser implementado. Esto implica pruebas de comunicación, pruebas de operación de equipos, entre otras. Al realizar la parte funcional, esta se puede llevar a cabo de una manera mucho más rápida que los esquemas convencionales, ya que en esta etapa el realizar pruebas sobre todos los elementos inteligentes ubicados en los niveles de control superiores, no implica la revisión del cableado hasta los equipos de patio COMPARACIÓN ENTRE SISTEMAS DE AUTO- MATIZACIÓN POR IEDs PLCs. La transmisión de datos hacia los PLCs son datos convertidos en su mayoría a señales de tensión, por lo tanto no pueden ser transportados hacia grandes extensiones por las caídas de voltaje. En caso de ampliación se necesitaría mucho mas módulos de entrada y salida, el costo de estos módulos es en proporción mucho mayor que un nodo LONWORKS.

58 61 Con PLCs es más complicado obtener comunicación directa entre todos los nodos maestros del sistema. El Sistema con PLCs no es tan flexible para interactuar con otros sistemas de automatización por ejemplo sistemas convencionales, requiere de una cantidad de accesorios adicionales de adaptación. En el sistema de PLCs se entiende sistema distribuido básico de adquisición de datos a una configuración topológica en estrella es decir todos interactúan con el autómata o la unidad remota la canalización de todas estas señales incrementa el costo en la cantidad de conductores accesorios de conducción TECNOLOGÍA LONWORKS. - En los nodos LONWORKS recibe todo tipo de señales sean estas de corriente, voltaje, resistencia, digitales, etc, entonces se tiene alternativas de señal que convenga transportar. - En caso de ampliación solo se necesita ampliar más nodos. - En el Sistema LONWORKS se obtiene una comunicación limpia entre nodo y nodo en caso que se necesitase, esta ventaja hace posible trasladar la unidad central de operación a cualquier punto o nodo. - Tiene la capacidad de interactuar y se comunica con otros sistemas con un protocolo de transferencia de datos o redes de informática.

59 62 - El Sistema distribuido por nodos LONWORKS la unidad adquisidora está en el punto de captación de datos esto quiere decir que la variable como magnitud no está siendo transportada como señal eléctrica sino como variable en red de mensajes de protocolo, esto permite que solo se necesite unir todos los puntos de captación de datos por dos cables en serie. 2.4 AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Están definidas como el conjunto de elementos que sirven para alimentar el servicio eléctrico de alta tensión a un local con una demanda grande de energía para obtener luz, fuerza, calefacción, y otros servicios CLASIFICACIÓN Dependiendo del diseño son las encargadas en interconectar líneas de transmisión de distintas centrales generadoras, transformar los niveles de voltajes para su transmisión o consumo. Se clasifican de acuerdo a su nivel de tensión, a su configuración, de acuerdo a su función y de acuerdo a su tipo de servicio. De acuerdo al Nivel de Tensión: - Ultra Alta tensión (Un>800 KV.) - Extra Alta Tensión (300 KV<Un<550 KV.) - Alta Tensión (52 KV<Un<300 KV.)

60 63 - Distribución (6.6 KV<Un<44 KV.) - Baja Tensión De acuerdo a la configuración: - Barra Sencilla - Doble Barra - Doble Barra más By Pass - Doble Barra más Seccionador de Transferencia De acuerdo a su función: - Generación - Transformación - Mixta (Generación y Transformación) - Compensación (Capacitiva Serie y Capacitiva Paralelo). De acuerdo a su tipo de servicio: - Subestaciones elevadoras - Subestaciones reductoras - Subestaciones compensadoras - Subestaciones de maniobra o conmutación - Subestación principal de sistemas de distribución - Subestación de distribución - Subestaciones rectificadoras - Subestaciones inversoras

61 64 Sin duda la denominación de una subestación como transmisión o distribución es independiente de las tensiones involucradas, y está determinada por el fin a que se destinó COMPONENTES Y EQUIPOS QUE CONFORMAN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA. El equipo eléctrico en una subestación típica puede incluir lo siguiente: - Interruptor automático - Seccionadores - Conmutadores de puesta a tierra - Transformadores de corriente - Transformadores de potencial - Capacitores de acoplamiento - Filtros de línea - Apartarrayos y/o espinterómetros - Transformadores de potencia. - Reactores de derivación - Reactores limitadores de corriente - Barras y aisladores de estación - Sistemas de puesta a tierra - Capacitores en serie - Capacitores en derivación.

62 65 El objetivo a cumplir por una subestación es determinante en su ubicación física. Para esto, las subestaciones de transmisión están ubicadas alejadas de los centros urbanos, esto facilita, el acceso de líneas de alta tensión y la localización de terrenos lo suficientemente grandes para albergar en forma segura los delicados equipos para el manejo de alta tensión. Por otra parte las subestaciones de distribución deben construirse en función del crecimiento de la carga, es decir, deben estar ubicadas en los centros de carga de áreas urbanizadas para, de esta forma, asegurar la calidad y continuidad del servicio al usuario. Es claro que por las características funcionales de cada subestación, no deben mezclarse en una instalación, equipos de transmisión y distribución. La utilización de este tipo de subestaciones debe limitarse exclusivamente a aquellos casos de claras justificaciones técnico económico. Actualmente la industria eléctrica está incrementando día con día su actividad, ya que tiene que satisfacer la demanda de su gran población. Es por esto, que el Sector Eléctrico tiene que desarrollar nuevas técnicas y métodos para su utilización en el suministro de energía eléctrica; ya que al haber más actividad, es inminente la urgencia de una mejor optimización de los sistemas eléctricos PROCESO DE AUTOMATIZACIÓN En los sistemas convencionales de protección, medición, control y supervisión para subestaciones de alta tensión, el desempeño de las

63 66 diversas funciones ha sido tradicionalmente realizado por equipos y componentes discretos. La interconexión entre dichos equipos y los sistemas primarios de alta tensión, para su correcto funcionamiento, siempre han implicado un gran trabajo de ingeniería, cableado, montaje y puesta en servicio. Actualmente, la tecnología de control numérico ha reducido notablemente el número de componentes distintos o equipos, lo cual ha aumentado la disponibilidad del sistema y ha reducido los costos asociados al mismo tal como se indican en [Edelca05] [Engler98]. Adicionalmente, el uso de redes LAN de alta velocidad para la transmisión de datos ahorra de manera considerable el volumen de cableado, y permite, gracias a su inmunidad a las interferencias electromagnéticas (en el caso de la fibra óptica) su utilización lo más cerca posible del proceso primario. Por otra parte el uso de IEDs basados en microprocesadores ofrece nuevas posibilidades tales como auto supervisión, análisis de señales, facilidades computacionales para los algoritmos de protección, y control, almacenamiento de datos, manejo de eventos y análisis de fallas. Los desarrollos en esta área, aprovechando las nuevas tendencias tecnológicas han logrado una reducción significativa de espacio físico requerido para la instalación de los sistemas de protección, medición, control y supervisión. Así como una significativa reducción en la cantidad de cable utilizado. Lo cual influye directamente en una reducción en los costos del proyecto, mejoras en la operación, reducción y planificación del mantenimiento, y brindan una serie de beneficios que representan

64 67 ventajas importantes a la hora de compararlos con los sistemas convencionales ESTRUCTURA GENERAL DE LOS SISTEMAS DE CONTROL DE SUBESTACIONES. Una subestación de alta tensión está por lo general dividida, desde el punto de vista del control de la misma, en tres 3 sectores: El primero, conformado por los equipos del patio (seccionadores, interruptores, transformadores de corriente y tensión), se denomina nivel de campo. Un segundo nivel, nivel de control de bahía, conformado por elementos intermedios que dependerán de la tecnología de control de la subestación (numérica o convencional) como lo son: armarios de reagrupamiento, unidades controladoras de bahía y todos aquellos elementos encargados de las funciones asociadas a las bahías tales como: control, supervisión, enclavamientos, regulación de voltaje, protección y medición. Y un nivel superior, nivel de control de subestación, a través del cual se realizan las tareas de supervisión, maniobras y control llevado a cabo por las labores diarias de los operadores, relacionado con la subestación, tales como: control local de la subestación, comunicación, y manejo de los servicios auxiliares. Esto nos define una estructura lógica del sistema de control (ver figura 2.9) con dos 2 niveles jerárquicos superiores, las cuales deben estar interconectados para los intercambios de información. Y un nivel inferior,

65 68 nivel de campo, encargado de la adquisición de datos: - Estado de los equipos de maniobra. - Tensiones y corrientes en el sistema. - Temperatura en los devanados de los transformadores. - Nivel de aceite en los transformadores. - Nivel de gas en los interruptores. Parámetros que serán transmitidos a los niveles de control superior; y la operación de los equipos de maniobra: - Interruptores. - Seccionadores. Donde las órdenes para operación (apertura/cierre) provendrán de los niveles de control superiores. Figura No. 2,9: Arquitectura típica del sistema N/M.

66 CAPÍTULO III SUBSISTEMA DE COMUNICACIÓN 3.1 INTRODUCCIÓN Dado que, la automatización de un sistema de distribución está basada en la tecnología de las comunicaciones y control, por lo que en este capítulo se detalla respecto a las comunicaciones a través de fibras ópticas y el uso de equipos con puertos para comunicaciones optimizadas. En el capítulo IV se especifican los equipos de última tecnología usadas en la SE de Satipo y con el cual se ha optimizado el servicio de energía eléctrica en la Provincia de Satipo. La distancia entre las localidades es Pichanaki y Satipo es de 45 Km, siendo el total de línea de 45 kms. El medio de comunicación para telecomunicaciones y telecontrol será un cable de guarda de acero de 6 hilos apoyada en estructuras metálicas, contándose con estructuras de Suspensión y Estructuras de Anclaje. Por tanto, en la presente tesis se hace un diseño de enlace de telecomunicaciones entre SE Pichanaki y SE Satipo. Para ello se hace la consideración de una fibra de 16 hilos organizada de 8 en 8. De acuerdo al diseño y lo que se recomendó en trabajo previo de investigación y el cual se

67 70 desarrolla en el presente trabajo, es que se tienen los equipos y medios de comunicación recién implementados en dicha SE. Por ello, en el presente capítulo se describen todo los TDT s recomendados y que son resultado del diseño correspondiente y en el capitulo IV se explica y compara con los resultados de los ensayos finales hechos después de la implementación de los equipos y medios de comunicación diseñados en el presente capítulo. La red de telecomunicaciones consiste de enlaces de fibra óptica tipo OPGW que a su vez será cable de guarda de la línea de transmisión de 60 KV en el tramo de S.E. Pichanaki a S.E. Satipo. 3.2 ARQUITECTURA Este subsistema involucra el medio de comunicación existente entre cada uno de los niveles que forman parte de la estructura jerárquica del sistema de control para la subestación de Satipo. Entonces, de acuerdo a la teoría básica para el subsistema de comunicación, se consideran tres secciones: Comunicación dispositivos de campo/plc: conformado por el medio de comunicación existente entre el nivel de campo y el nivel de control de bahía. Comunicación PLC/HMI de operación: conformado por el medio de comunicación existente entre el nivel de control de bahía y el nivel de control de subestación. Comunicación HMI de operación/hmi monitoreo remoto: conformado por el medio de comunicación existente entre el nivel de control de subestación y el centro de monitoreo remoto. Siendo esta última la relaciona con el enlace

68 digital físico entre Satipo Pichanaki Oxapampa y mediante comunicación VPN entre SE Oxapampa CC Parque Industrial de Huancayo. 71 En la figura 3.1 se muestra el medio y protocolo de comunicación existente entre cada uno de los niveles jerárquicos del SCADA. Figura Nro. 3.1: Medio de comunicaciones entre niveles del SCADA COMUNICACIÓN DE DISPOSITIVOS DE CAMPO - CDS En esta sección se involucra el Hardware que engloba todo lo correspondiente a la parte funcional de la subestación, esto contempla el cableado de los equipos primarios, cajas de agrupamiento de señales y dispositivos del tablero de control con la unidad de adquisición de datos: - La adquisición de datos analógicos: - La adquisición de datos digitales (status)

69 72 Aquí el medio de transmisión es guiado y se utilizó cables multiconductores AWG en canales de cables, obteniendo así el tendido de toda la información de patio concerniente a funciones de: Protección, Control, Señalización y Alarmas la cual es procesada por el CDS para proveer los datos necesarios para el control eficiente de la subestación. La figura 3.2 resume todo lo expuesto anteriormente. Figura Nro. 3.2: Arquitectura de comunicación: dispositivos de campo COMUNICACIÓN PLC/HMI DE OPERACIÓN: Complementando lo que ya se ha explicado en el capítulo II, este tópico está relacionado con la comunicación del controlador lógico programable (PLC) con la interface hombre máquina (HMI) de la Workstation ubicada en la sala de control, a través del cual se realizan las tareas de supervisión, monitoreo y control llevado a cabo por las labores diarias de los operadores. El medio de transmisión entre estos dos niveles es guiado, el Standard RS-232 y el

70 protocolo DNP3.0 y el IEC son utilizados, en la figura 3.3 indica la arquitectura de comunicación correspondiente a esta sección. 73 Figura Nro. 3.3: Arquitectura de comunicación: PLC -HMI de Operación. Por tanto, basado en la teoría antes expuesta, para el sistema de telecontrol se definió una arquitectura conformada por cuatro niveles jerárquicos de control y comunicaciones. Aquí se amplia lo ya explicado en el capítulo anterior, pero lo reitero con algo más específico para el caso de la SE de Satipo. a) Nivel 0 (Patio) En este nivel, se ubican a los transformadores, equipos de alta y media tensión y los equipos de servicios auxiliares de la subestación. Es decir, este nivel corresponde al mando desde los gabinetes de control de cada interruptor y seccionador en el patio de la subestación, y para los servicios auxiliares desde sus propios gabinetes. Este nivel de control es seleccionado desde los selectores Local/Remoto que se han de hallar en los

71 74 gabinetes de control en patio de cada equipo (Interruptor, Seccionador, Servicios Auxiliares) y que son responsabilidad del especialista de protecciones y subestaciones que las señales lleguen a los tableros correspondientes y en forma codificada estén listos para su conexionado y enlace al CDS como al Switch. Los estados de estos selectores serán: 1 Local: Control de los equipos en patio a través de los pulsadores ubicados en el gabinete de control de cada equipo, los cuales son independientes del sistema de control. 2 Remoto: Operación de cualquiera de los siguientes modos: Nivel 1 (Controlador de Campo). Nivel 3 (Centro de Control) b) Nivel 1 (celdas de control) En este nivel se ubica a los IED s de protección y medición relacionados cada uno con un campo de la subestación, encargados de la adquisición de datos digitales y análogos, acciones de control, enclavamientos, secuencias y operación local a través de la interfaz de usuario de nivel 1. Es decir, serán los relés de aplicación específica los que cumplan dicha función y que se ubicarán en los tableros respectivos. Se establece una red LAN Ethernet única a nivel de subestación, de campo y de proceso, donde se integrarán directamente los equipos de Nivel 0, Nivel 1 y Nivel 2. Dicha red LAN será también elemento de comumicación de los IED s de protección de Nivel 1 y también se podrán integrar mediante protocolo IEC

72 compartiendo información entre sí al igual que los equipos de Nivel 0, de esta forma las funciones de control, operación y enclavamientos de Nivel 1 serán independientes del Nivel 2. Cada IED de protección poseerá dos interfaces full duplex 100BaseFX para integrarse directamente a la red LAN Ethernet y al CDS a través del protocolo DNP3.0 y puerto RS 485. El nivel 1 corresponde a la operación desde el panel frontal del controlador de campo. El controlador de campo posee dos selectores de llave ubicados en su panel frontal. Selector Local/Remoto y selector Sin-Enclavamientos/Con- Enclavamientos. Las posiciones del Selector Local/ Remoto son: Local: Operación desde el panel frontal del controlador de campo. Remoto: Operación desde el Nivel 3 (Centro de Control.) La posición del selector Sin-Enclavamientos/Con-Enclavamientos sólo tiene relevancia cuando el selector Local/Remoto se encuentra en posición Local y no afecta el funcionamiento cuando dicho selector se encuentra en Remoto. Las posiciones son: Sin Enclavamiento: el mando originado localmente se efectúa sin realizar verificación de enclavamientos. En esta posición no puede ser retirada la llave. Con Enclavamientos: todos los mandos son liberados después de que han sido verificados los enclavamientos correspondientes.

73 76 c) Nivel 2 (Estación de operación) En este nivel, se ubica el Concentrador de Datos de Subestación (CDS) y que corresponde al sistema de automatización de Nivel 2, que se ubicará en la sala de control de la subestación. Si bien se considera en la arquitectura general una interfase hombre máquina, lo real es que no está considerada como equipo a implementar, por lo que la operación se hará en modo remoto desde el nivel 3. Aunque, mediante un equipo de cómputo también, si fuera el caso, puede hacerse en el mismo nivel, dado que se prevee disponer de puntos de comunicación. La red física de comunicaciones de Nivel 2 integrará los equipos de Nivel 2 con los equipos de Nivel 1 (Medidores Electrónicos Multifunción y Relés de protección). Además, servirá como medio para la comunicación de los equipos de Nivel 1 entre si y los equipos de Nivel 0 entre sí. Esta red corresponde a una red LAN Ethernet única a nivel de subestación, de campo y de proceso. Esta red estará basada en una plataforma de tecnología Ethernet con conexiones 10/100BaseTX y 100BaseFX en configuración redundante y a través de puertos RS 485 al CDS. La topología se constituye por un switch de fibra óptica y cobre configurable de 24 puertos, que será utilizado para la integración de los IED s (Intelligent Electronic Device como Medidores Electrónicos Multifunción/Relés de protección), el cual integrará al CDS de las subestaciones de Pichanaki y Satipo, para luego a través de SE Oxapampa enlazarse con el CENTRO DE

74 CONTROL de ELECTROCENTRO S.A. ubicada en Huancayo mediante el enlace de red privada. 77 En las celdas, cada equipo de Nivel 1 IED de protección posee dos interfaces full dúplex 100BaseFX para integrarse directamente a la red Ethernet y cada IED de medición (Medidor Electrónico Multifunción) poseerá una interfaz en RJ45 para integrarse directamente a la red LAN de Subestación. Los IED s de protección se integrarán entre ellos y con el CDS mediante protocolo de comunicación IEC 61850, mientras que los IED s de medición se integrarán con el CDS mediante protocolo de comunicación DNP 3.0 sobre TCP/IP. Sobre la misma red LAN Ethernet irán independientes unos de los otros, los servicios de control (IEC61850 y SNTP) y de gestión de los IED s de protecciones. d) Nivel 3 (CENTRO DE CONTROL) En este nivel, se ubica al sistema remoto de información o CENTRO DE CONTROL. Para la conexión a través de red privada VPN del sistema de Nivel 3 (CENTRO DE CONTROL) con el Nivel 2, se utiliza la red de telecomunicaciones basada en una red privada VPN brindada por Telefónica a Electrocentro S.A. Este nivel es el modo seleccionado por defecto para cada subestación. Se habilitará cuando el nivel 0 se encuentra en Remoto, el Nivel 1 en Remoto y el Concentrador de Datos de Subestación (CDS) se encuentra en Remoto. Permitirá la operación desde el centro de control a través de la interfaz de telecontrol con protocolo IEC

75 78 e) SISTEMA DE SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO La sincronización del tiempo para los equipos integrados a la red LAN ETHERNET se ha de realizar mediante protocolo SNTP (Simple Network Time Protocol), cuyo servidor se encontrará instalado en el Concentrador de Datos de Subestación (CDS). En el caso de los campos de línea, la sincronización de los equipos se realizará mediante una estampa del tiempo del Concentrador de Datos de Subestación (CDS). En el caso de señales remotas de control o mando se implementará también mediante el GPS. Entonces, la forma de operación establecida es que si un nivel jerárquico está habilitado para operación, los niveles superiores a éste se encontrarán bloqueados para ello. De esta forma, si el nivel 0 se encuentra habilitado, no se podrá operar desde los niveles 1, 2 y 3. Igualmente, si se encuentra habilitado el nivel 1 no se podrá operar desde los niveles 2 y 3. Es decir, cada instalación será una fuente de datos que se integrará al centro de control de ELECTROCENTRO S. A. mediante enlaces de comunicaciones que se conectarán a la interfase respectiva del centro de control de ELECTROCENTRO S.A.; es decir, en SE Satipo se instalará un CDS y las señales se enviarán a través de la fibra OPGW24 hacia SE Oxapampa y desde allí a través de una red privada se enviarán las señales hacia el Centro de Control del Parque Industrial, llegando al Router en el Rack y hacia los Servidores SCADA. Arquitectura General de comunicaciones. En la presente tesis, también se establecen las condiciones de fabricación, suministro, montaje y puesta en servicio de todos los equipos constituyentes

76 79 del sistema de telecomunicaciones a ser empleadas en el establecimiento del enlace de interconexión por cable de fibra óptica de voz y datos entre SE Pichanaki, SE Satipo y CCO. Se establece el sistema de comunicaciones de SE Pichanaki y Satipo y Centro de Control (CCO). El sistema de comunicaciones considera la implementación la red LAN Ethernet en cada SE, montaje del enlace físico entre dichas subestaciones mediante el montaje de Cables de Fibra óptica OPGW de16 fibras y enlazar con el Centro de Control a través de una red privada VPN desde Oxapampa ya existente. Así mismo. Se hace el cálculo inicial del enlace físico del sistema de comunicaciones y el cual permitirá implementar la red de telecontrol y comunicaciones entre las subestaciones antes mencionadas. A través del SCADA se integrarán los CDS s con el Centro de Control de Electrocentro S. A. Figura Nro. 3,4: Arquitectura general de comunicaciones.

77 80 Se establecen los requerimientos eléctricos, mecánicos, ópticos y sus correspondientes métodos de prueba ajustados a los estándares internacionales. En el momento de realizarse la adquisición de componentes pasivos, activos y ferretería necesaria, se deberán solicitar al proveedor como parte de su oferta la literatura técnica, planos y catálogos que muestren en detalle las características del cable, equipos y demás elementos, con lo cual se demuestre el cumplimiento de las especificaciones requeridas y que deben ser entendidas como mínimas y no como una limitación al diseño. El cable OPGW forma parte del sistema de transmisión de potencia por tanto sus características eléctricas y mecánicas deben guardar concordancia con el mismo. La comunicación con el sistema SCADA será mediante protocolo IEC , por ser adaptable a otros sistemas o equipos, usando como medio de comunicación la fibra óptica y los cables RS-485 que permitan la comunicación entre los relés y los conversores óptico-eléctricos, dependiendo del medio físico de comunicación que se seleccione, teniendo en cuenta, que todos los diseños, equipos, materiales y mano de obra cumplan con los requerimientos de las últimas normas, reglas, códigos y recomendaciones en donde sean aplicables. En la sala de telecomunicaciones de las subestaciones indicadas se ha implementado redes LAN Ethernet que permitirán interconectar (en el futuro) computadoras e impresoras cuando sean necesarios, dado que se implementarán terminales de interconexión a través de faceplates planos y con protección antipolvo. La red LAN Ethernet del centro de control y las

78 81 respectivas redes LAN Ehternet en las subestaciones deben estar instaladas a base de fibras ópticas y mediante el sistema Ethernet para aprovechar al máximo la rapidez y la eficiencia del sistema fibra óptica y una arquitectura de computadoras que permita un aprovechamiento eficiente de datos. Cada SE dispondrá de una red LAN Ethernet que serán de control y protección, y que a su vez estará interconectada con Centro de Control y las tarjetas inteligentes deben tener un protocolo compatible con el Centro de Control y que interactuarán con el SCADA correspondiente. 3.3 PROTOCOLO IEC La norma IEC Ed.1, si bien adopta como red de área local, la red Ethernet, y define diversos niveles lógicos y físicos en una subestación, como nivel estación, nivel campo y nivel proceso, no define ninguna topología en particular. El objetivo del presente trabajo es analizar las distintas topologías de Red de Área Local (LAN) Ethernet que se pueden utilizar en los Sistemas de Automatización de Subestaciones (SAS), y que no han sido estandarizados en la Ed. 1 de la norma IEC 61850, evaluando cual es la topología más adecuada para permitir, a un costo razonable, lograr los objetivos de seguridad, confiabilidad y disponibilidad adecuados para procesos críticos como son los involucrados en los Sistemas Eléctricos de Potencia. Asimismo se analizan aspectos vinculados con la estampa de tiempo y la sincronización temporal entre los IEDs instalados en una subestación así como el protocolo utilizado de acuerdo a la norma.

79 82 La norma IEC 61850, indudablemente despertó el interés de las áreas de protecciones y control de las Empresas Eléctricas, a partir de su publicación a fines de Inicialmente, los especialistas se concentraron en conocer los diversos aspectos de la norma, pero la siguiente etapa, en muchos casos, se caracterizó por la realización de Proyectos Piloto que permitieran conocer más detalladamente y profundamente los aspectos prácticos de la aplicación de dicha norma en la automatización de subestaciones. En el marco de la implementación práctica de instalación de IEDs IEC en subestaciones, se debieron implementar LANs Ethernet, lo que implicó tener que realizar la ingeniería de red, y por tanto de definir la mejor topología a utilizar en cada caso. La elección de una adecuada topología es una decisión fundamental, que está vinculada con el grado de disponibilidad y por lo tanto de redundancia exigido a la LAN Ethernet en la subestación. En este marco también adquiere importancia el protocolo adoptado para el tráfico de datos entre switches en la automatización de subestaciones. 3.4 ACCIONES PRE ESTABLECIDAS Las acciones a llevar a cabo son las que normalmente ya están pre establecidas, pero que muchas veces no se llevan a cabo todas, por lo que, la supervisión es la responsable de hacer cumplir. Se detallan a continuación. Trabajos establecidos: Diseño, fabricación, tipos de prueba en fábrica: pruebas tipo o diseño, pruebas de rutina y pruebas de aceptación, embalaje,

80 83 transporte al sitio de instalación, cableado, puesta en servicio, operación experimental y garantía del sistema de telecomunicaciones. Del mismo modo, todos los accesorios requeridos para su adecuada instalación, operación y control. Trabajos Relacionados:- Son los trabajos del sistema de ductería para comunicaciones que están relacionados con otros trabajos incluidos en otras especificaciones, tal es caso del montaje, cableado, módulos de salida al patio de llaves, puesta a tierra y paneles de control, protección y medida, entre otros TRABAJOS PRE ESTABLECIDOS Para la implementación del enlace de interconexión para el sistema de telecomunicaciones, se deben ejecutar los siguientes trabajos: Instalación aérea de 45 Kms. de cable de fibra óptica tipo OPGW24 usado a su vez como cable de guarda, que une SE de Pichanaki y SE de Satipo. Implementación de una red LAN Ethernet en SE de Satipo, mediante la habilitación de puntos de red necesarios. Instalación y configuración del CDS de la SE de Satipo para su operación con los diferentes protocolos de comunicación con el SCADA. Implementación del sistema de comunicación telefónica como anexos en la SE de Satipo a partir de la central telefónica. Instalación de unidades de distribución de fibra óptica.

81 84 Ejecución de terminaciones de cables de fibra óptica, a través de empalmes de fusión en las unidades de distribución. Ejecución de empalmes de cable de fibra óptica en las cajas de empalme por fusión. Identificación del cable de fibra óptica instalado en cada poste. Identificación del cable y fibras ópticas en las unidades de distribución. Realizar las mediciones de retrodispersión, con equipo OTDR, en el 100% de fibras ópticas del cable en carrete, instalado, terminado y empalmado. Realizar las mediciones de atenuación óptica, por el método de inserción, usando fuente de luz estabilizada y medidor de potencia óptica, en el 100% de las fibras ópticas del cable terminado y empalmado. Ejecución de todas las obras complementarias que sean requeridas para la implementación de los enlaces de fibra óptica. Puesta en funcionamiento de los enlaces de fibra óptica. Documentación de los trabajos realizados incluyendo planos, registros y reportes de mediciones. Terminaciones de cables de fibra óptica, a través de empalmes por fusión, en las unidades de distribución. Identificación del cable y fibras ópticas en las unidades de distribución.

82 85 Implementar la red mediante switches, permitiendo una adecuada comunicación de datos y voz. 3.5 NORMAS APLICABLES En principio se debe garantizar que todos los procedimientos a emplearse deben estar garantizados por el certificado de las normas ISO, asì como cumplir con las normas internacionales existentes para sistemas de fibra óptica. Los cables con fibras ópticas, accesorios y herrajes de montaje deberán cumplir o mejorar las especificaciones técnicas establecidas y con las normas que le sean aplicables. Los equipos de transmisión de línea ópticos, cables de fibra óptica y todos los componentes requeridos para la implementación del enlace de fibra óptica, así como la instalación, terminaciones, empalmes y mediciones del cable de fibra óptica; deben cumplir, donde les sea aplicable. Es decir, todos los materiales, con excepción de los expresamente indicados, deberán ser fabricados de acuerdo a la norma internacional G.652 o su equivalente del IEEE y otras normas como: Código suministro eléctrico del Perú. ASTM: B230, B415, B416, B483, B502, E138 y E155 entre otros. IEC: 104, , , , 794-1, 794-2, 794-3, etc. IEEE Standard: Std : Standar Construction of Composite Optical Fiber Overhead Ground Wire (OPGW) for use on Electric Utility Power Lines.

83 86 VDE: VDE 0210 (respecto a tornillos y otros equivalentes). G650, UIT-T: Definición y Métodos de prueba de los parámetros pertinentes de las fibras monomodo. G652, UIT-T: Características de un Cable de Fibra Óptica Monomodo. G653, UIT-T: Características de un Cable de Fibra Óptica Monomodo. Además, para que los cálculos mecánicos sean desarrollados en detalle por los especialistas en líneas de transmisión y se presentan en los volúmenes correspondientes, pero lo que corresponde a telecomunicaciones también tiene que disponer de dichos cálculos, por lo que se consideran la necesidad de las siguientes normas y códigos aplicados en los diferentes cálculos mecánicos, teniéndose en cuenta las últimas ediciones y enmiendas indicadas en: - Std : Standard Construction of Composite Fiber Optie Overhead Ground Wire (OPGW) for Use on Electric Utility Power Lines. - Paper No. 3 1TP65-156: Standardization of cable vibration measurements 6. ITU-T. ANSI : American National Standard Institute. - ANSI/TIA/EIA 758: Cableado de Telecomunicaciones de Planta Externa de Propiedad del Usuario. ASTM : American Society for testing and Materials. - B230: Aluminum wire for Electrical purposes. - B415: Standard Specification for Hard-Drawn Muminium-Clad Steel Wire.

84 - B416: Standard Specification for Concentric-Lay-Stranded Aluminium-Clad Steel Cables. 87 DIN : Deutsche Industrie Normen VDE : Verbaur Deutsche Electrotechniker C.N.E. Suministro 2001: Código Nacional de Electricidad Suministro 2001 (R.M. No EM/VME). R.E.A : Design Manual for High Voltaje Transmission Lines. Normas o exigencias de OSINERG Reglamento de protección ambiental en las actividades eléctricas (D.S: No EM) Reglamento de Seguridad e Higiene ocupacional del Sub Sector de Electricidad (RM No EM/VME). Reglamento Nacional de Construcciones Ordenanzas municipales Para los casos no contemplados en las normas anteriores se podrá aplicar recomendaciones según las últimas ediciones o enmiendas indicadas en: NESC ; National Electrical Safety Code. NFPA : National Electrical Fire Protection Association.

85 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LÍNEA CARACTERÍSTICAS DE LÍNEA DE 60 kv Las características principales de la línea de transmisión de 60 kv SE Pichanaki a SE Satipo son: Tensión nominal de Línea : 60 kv. Sistema : Trifásico Longitud de línea : 43 Km Frecuencia : 60 Hz Disposición : Triangular y vertical Tipo/Sección del conductor : AAAC 240 mm 2. Cable de Guarda : OPGW de 16 fibras. Altitud mínima : 500 m.s.n.m. Altitud máxima : m.s.n.m. En la ruta de la LINEA DE TRANSMISIÓN DE 60 kv, se ha considerado como cable de guarda el tipo OPGW. 3.7 CRITERIOS DE DISEÑO DEL CABLE OPGW Según las consideraciones del estudio definitivo se tomó la decisión de implementar el sistema de telecomunicaciones mediante el Cable de Fibra óptica aterrada (OPGW) que lleva en su interior 16 hilos de fibra óptica y que a su vez sirve como cable de guarda de la Línea de 60 kv, cuyas características generales seleccionadas son las que se indican en el cuadro 3,1.

86 89 Figura Nro. 3,5: Sistema de comunicaciones. Cuadro 3,1: Características del cable de guarda OPGW Descripción Unidad Requerido Garantizado CARACT. CONSTRUCTIVAS Fibra óptica OPGW Monomodo Número de fibras 16 Tubo de protección Coronas externas Aluminio Aluminio con alma de acero CARACT. DIMENSIONALES Nro. y diámetro de aluminium clad Steel mm 6/3,85 Nro. y diámetro de aluminium alloy mm 3/3,85 Diámetro exterior del tubo de aluminio mm 5 Diámetro exterior del tubo del cable mm 12.6 Masa nominal unitaria Kg/Km 565 C. MECÁNICAS Y ELÉCTRICAS Carga de ruptura mínima a la tracción KN Coeficiente de dilatación térmica final 1/ C 15,3 x 10-6 Módulo de elasticidad final Kg/ mm Resistencia eléctrica en CC a 20 C Ω/Km 0,37 Capacidad máx. de corriente de C.C. KA 2 Seg 92 Temperatura máx. de corriente de C.C: C CONDICIONES DE CARGA SOBRE EL CABLE OPGW CARGA DE TODOS LOS DÍAS Es la carga que con mayor frecuencia se presenta en el cable de guarda, a la temperatura de 15 C y sin viento y el cual constituye el punto de partida para el

87 cálculo de las otras condiciones de carga. Para el caso de las líneas se han considerado los siguientes valores: 90 Para la zona urbana= 17% de la carga de rotura, equivalente a 18,54 Kg/mm 2. Para la zona rural=15% de la carga de rotura, equivalente a 15,93 Kg/mm CONDICIONES DE MÁXIMA CARGA Mediante el cálculo mecánico de conductores se hallan los esfuerzos del cable de guarda para todas las hipótesis definidas, donde se verifica que el cable de guarda no supera el 60% de su tiro de rotura DISTANCIAS DE SEGURIDAD PARA CABLE OPGW Para las distancias de seguridad se toman en cuenta el Código Nacional de Electricidad Suministro y norma VDE y considerando los siguientes criterios definidos en el CNE Suministro, en el Art. 232.C.1A y la tabla 232-1a del CNE Suministro TABLA No. 7.1: Consideraciones de distancias para OPGW DESCRIPCIÓN para 1000 para 3266 m.s.n.m para 3600 m.s.n.m m.s.n.m En el cruce de: Carreteras y avenidas 7,4 m 9,1 m 9,3 m recorridas por camiones Caminos, calles y otras áreas 6,9 m 8,5 m 8,7 m sujetas al tráfico de camiones Espacios y vias peatonales no 5,4 m 6,6 m 6,8 m transitadas por vehículos Ríos 7,4 m 9,1 m 9,3 m A lo largo de: Carreteras y avenidas 6,9 m 8,5 m 8,7 m Caminos, calles y otros 6,4 m 7,9 m 8,1 m Espacios y vías peatonales no transitables por vehículos 5,4 m 6,6 m 6,8 m

88 91 Para conductores, las distancias se corrigen a razón de 10 mm/kv para niveles de tensión mayores a 23 KV y las distancias se incrementan en un 3% por cada 300 metros sobre los 1000 m.s.n.m. Pero, para el caso del cable de guarda OPGW se tienen en cuenta la tabla 232-1a y del CNE y que se muestra en la Tabla No. 7, CÁLCULOS MECÁNICOS PARA CABLE OPGW Se ha tomado en consideración, en forma equivalente al considerado para el conductor principal y teniendo en cuenta las hipótesis definidas en el Estudio definitivo. Se considera el tiro EDS inicial de 15% y la hipótesis de Estado para cable de guarda. CONDICIONES DEL MEDIO AMBIENTE TEMPERATURA ( C) VELOCIDAD DEL VIENTO (Km/hr) EDS 1 Máx. Esfuerzo 2 Máx. Viento 3 Máx. Flecha 4 Oscil. Cadenas 5 Mín. Temperatura HIELO (mm) TIRO DE 60% 60% 40% 60% CONDUCTOR EDS inicial: 15% EDS final: 14% CRITERIOS DE CÁLCULOS DE ENLACE Se consideran los estándares de cálculos de enlace y las respectivas pérdidas generadas por los componentes así como por empalmes, de acuerdo a los datos técnicos correspondientes.

89 ENLACE DE FIBRA ÓPTICA El enlace físico se hará mediante la fibra óptica monomodo empleada fundamentalmente en redes de telecomunicación caracterizadas por enlaces de larga distancia y elevada capacidad. El cable de tipo OPGW permitirá integrar las redes de telecomunicaciones en líneas aéreas de alta tensión dada su fiablidad y factibilidad de instalación. Esto se hará, aprovechando el requerimiento de la línea de guarda del sistema de alta tensión, desde SE Pichanaki a SE Satipo. Los sistemas aéreos de cable de fibra óptica abarcan todo el conjunto de elementos que completan el sistema de comunicaciones extremo a extremo, los cuales son: Cables OPGW (Optical Power Ground Wire) Cajas de empalme para exteriores e interiores. Terminales repartidores, bandejas para fibra óptica y accesorios de conexionado. Elementos de fijación y suspensión del cable a las torres de alta tensión y postes de concreto armado. Servicios de ingeniería e instalación, con suministros de sistemas de transmisión completos. El sistema de cableado OPGW es idóneo para redes de alta tensión. El uso de cables OPGW (Optical Power Ground Wire) en estas líneas aéreas optimiza las inversiones realizadas, básicamente por:

90 93 Su explotación en redes de telecomunicaciones, lo cual genera un valor añadido que supera ampliamente su uso original, Su función tradicional como cable de tierra y su uso para los servicios de telemedida y telecontrol del operador de la red eléctrica. Los cables OPGW deben caraterizarse por: - Elevada protección de la fibra, - Equilibrio entre sus característica eléctricas y mecánicas - Cables de gran fiabilidad DIMENSIONAMIENTO DE LONGITUDES DE CABLES RUTA Distancia de la ruta SE Pichanaki y Satipo (OPGW) Reserva para empalmes Reserva para terminaciones Reserva para mantenimiento (en postes o torres) TOTAL: Distancia total en sala de telecomunicaciones y en sala de control (para cables SFTP categoría 6 de grosor AWG24). TOTAL: Distancia total entre sala de telecomunicaciones y sala de control (para cables grosor AWG16 con chaqueta metálica para conexionado de IED s y el CDS por puerto RS485). TOTAL: LONGITUD m m m m m m m m m DIMENSIONAMIENTO DE ELEMENTOS DE INTERCONEXIÓN Se considera que en cada una de las subestaciones el cable de fibra óptica será terminado en unidades de distribución, las mismas que se instalarán en los racks correspondientes. Las terminaciones de los cables se realizarán a través de empalmes por fusión con pigtails monomodo de 3 metros de longitud. Las interconexiones desde las unidades de distribución hacia los equipos de comunicaciones ópticos se realizarán a través de la bandeja de fibra óptica (en

91 el cual se instalarán los acopladores) y mediante patch cords monomodo de longitud CÁLCULOS DE ENLACE DEL CABLE OPGW El enlace físico se hará mediante la fibra óptica monomodo empleada fundamentalmente en redes de telecomunicación caracterizadas por enlaces de larga distancia y elevada capacidad. El cable de tipo OPGW permitirá integrar las redes de telecomunicaciones en líneas aéreas de alta tensión dada su fiablidad y factibilidad de instalación. Esto se hará, aprovechando el requerimiento de la línea de guarda del sistema de alta tensión, desde SE Satipo a SE Pichanaki. La instalación de fibra óptica en SE Satipo se hará de acuerdo a la distribución de los diferentes sistemas a comunicar y controlar. El conjunto de elementos que completan el sistema extremo a extremo, son: Cables OPGW. Cajas de empalme para exteriores e interiores. Terminales repartidores, bandejas para fibra óptica y accesorios de conexionado. Elementos de fijación y suspensión del cable a las torres de alta tensión y postes de concreto armado. Servicios de ingeniería e instalación, con suministros de sistemas de transmisión completos.

92 95 Las fibras monomodo en redes de telecomunicaciones están caracterizadas para enlaces de larga distancia y gran capacidad. El sistema de cableado OPGW es idóneo para redes de alta tensión. El uso de cables OPGW (Optical Power Ground Wire) en estas líneas aéreas optimiza las inversiones realizadas, básicamente por: Su explotación en redes de telecomunicaciones, lo cual genera un valor añadido que supera ampliamente su uso original, Su función tradicional como cable de tierra y su uso para los servicios de telemedida y telecontrol del operador de la red eléctrica. Los cables OPGW deben caracterizarse por: - Elevada protección de la fibra, - Equilibrio entre sus característica eléctricas y mecánicas, y - Cables de gran fiabilidad CÁLCULO DE ENLACE SE PICHANAKI - SE SATIPO El cálculo aproximado del Enlace Óptico se detalla a continuación: Cálculo de las pérdidas del canal de transmisión Longitud de enlace : L= m. Pérdida característica máxima de la fibra : α 0,21 db/km. Número de empalmes : Ne=11 Pérdidas en el empalme de Fusión : Ce=0,02 db Número de Pigtails : Nc = 2.00

93 96 Pérdidas del Pigtail SC : Cc = 0.50 db Número de Jumpers : Nj = 2.00 Pérdidas del Jumper SC/UPC-SC/UPC : Jc = 0.50 db Perdidas del Canal de Transmisión : Lc = (Cc)(Nc) +(Jc)(Nj) + (Ce)(Ne) + (L)(α) = (0.5)(2) + (0.5)(2) + (0.02)(11) + (45)(0.21) Lc = db Cálculo aproximado de la Sensibildad del Receptor Potencia Inyectada del Laser en Tx : P = -12dBm Margen de Seguridad Requerido : M = 5dB Penalidad de Dispersión-Ecualización : DP = 1.5dB Sensibilidad del Receptor = P - Lc - M -DP= = -30,17 dbm Potencia Media Típica requerida en recepción para un BER de a 100 Mbps = -31dBm Se toma un BER para 100 Mbps, debido a que el requerimiento de rapidez de transferencia de datos no es del tipo imagen y tampoco se requiere más velocidad para el telecontrol mediante el SCADA, mas aún los relés y equipos de medición trabajan a baja velocidad en cuanto a transferenia de datos, por tanto es más que suficiente 100 Mbps. Cálculo del Retardo Medio de Transferencia de los Paquetes Paquetes de Longitud Fija = 1500 bits (Trama Ethernet)

94 97 Retardo en el puerto óptico del switch = 0.4 µs Retardo en la FFOO = 5 µs/km Retardo en el cable UTP = 5 µs/km Retardo en el Conmutador (Switch) = 0.5 µs Tasa media de llegada por estación = 0.01 paquetes/seg Retardo máximo de propagación extremo a extremo: τ = t UTP + t SW + t MC + t FFOO + t MC + t SW + t UTP τ = 2(0.01Km)(5µs/Km) + 2(0.5µs) + 2(0.4µs) + (45 Km)(5µs/Km) τ = µs Usando el modelo de Cola M/G/1 tipo Poisson, tenemos: E(D) = λ [E(s 2 ) +(4e+2)τE(s) + 5τ 2 + 4e(2e-1)τ 2 ] 2(1 - λ[e(s) + τ + 2eτ]) Siendo: E (D) es el Retardo Medio de Transferencia de Paquetes de Datos E(s) es el Tiempo de Servicio y sabemos: [E(s)] 2 = E(s 2 ) λ= N.λi, Tasa de llegada de todas las estaciones de trabajo y N es el número total de estaciones F(λ) = e -ρ es la función Laplaciana del Proceso de Llegada, y ρ = λ.e(s) es el coeficiente de eficiencia

95 98 Luego tenemos: E(s) = (1500 bits)/10 8 λ = N.λi ρ = λ Ε(s) λ = 5x0.01paquetes/seg ρ = 75bps(15µs) λ = 0.05x1500 paquetes/seg E(s) = λ = 75 bps ρ = E(s) = 15 µs Reemplazando los valores se tiene: E (D) = 75bps[(15µs) 2 +(4(2.72)+2)(226.9µs)(15µs)+5(226.9µs) 2 +4(2.72)(2(2.72)- 1)(226.9µs) 2 ]-2(1-75bps[15µs µs + 2(2.72)(226.9µs)])= µs SELECCIÓN DEL CDS Según las consideraciones del estudio definitivo y las consideraciones de control automatizado de una nueva SE se tomó en cuenta la necesidad de implementar un Concentrador de Datos de Subestación en Satipo y se tomó la decisión de establecer las señales a controlar y se estableció toda una tabla de señales de protección, estado y mando entre otros y los que configuran en la arquitectura general esquematizada en la figura 3,6. Desde los Tableros correspondientes, se conectorizan las tarjetas de Entradas y salidas digitales y así mismo se conectarán a través del puerto RS 485 las señales analógicas a partir de los equipos de medición y otros. Por ello, teniendo en cuenta las proyecciones al futuro se ha dimensionado el CDS para 256 señales digitales de salida se estableció el siguiente TDT genérico para el CDS para SE Satipo, es decir según el DT mostrado:

96 99 El Concentrador de Datos de Subestación (CDS O RTU) es un equipo basado en un procesador, con sus módulos de memorias y sistema operativo para trabajo en tiempo real. Deberá tener la funcionalidad de RTU, Concentrador de Datos y PLC. Figura Nro. 3,6: Conexionado del CDS. Módulo de comunicación para conexión a una red de área local LAN (Ethernet) puerto de comunicación RS232 para función Master, IED ó Terminal Server.

97 - 08 Puertos de comunicación RS232/RS485 (configurables) para integración de IED s puerto de comunicación para conexión de la estación portátil de programación y mantenimiento (RS232). ESPECIFICACIONES TÉCNICAS GENERALES DEL CONCENTRADOR DE DATOS DE SUBESTACION (CDS) PARA SE SATIPO ITEM DESCRIPCIÓN REQUERIDO 1 Marca 2 Modelo 3 01 CPU con procesador INTEL o superior 4 01 Memoria RAM de 4MB o mayor 5 01 Solid Sate Hard Disk para 16,000 puntos (Capacidad de Base de Datos) 6 01 Display integrado de 02 líneas, 06 teclas de navegación para gestión y parametrización local ó superior 7 01 puerto RS232 para Master, IED o Terminal Server puerto RS232 para mantenimiento y parametrización local 9 08 puertos RS232/RS485 para conexión de IEDs puerto ethernet 10 Base T con protocolo (IEC ) para integrar a SCADA puerto ethernet 10/100 Base Tx para conexión con los IEDs puerto RS485 para integrar módulos de Entradas y Salidas del CDS (LAN) puerto RS232/RS485 con entrada IRIG-B GPS con antena aérea para sincronizar el reloj del CDS 15 Fuente de Alimentación para CDS y módulos de Entrada y Salida /220VDC. 16 Switch Local/Remoto del CDS. 17 Puertos con protocolos de comunicación estandar (IEC61850, IEC , DNP 3.0, MODBUS) 18 Módulos de Entradas Digitales para 256 señales simples (configurable a 128 dobles), SOE de 1ms, 48VDC o 110VDC. 19 Módulos de Entradas Analógicas para 32 señales 20 Módulos de Salidas Digitales para 256 comandos dobles (configurable a 512 simples). 21 Software para Configuración y parametrización del CDS 01 puerto de comunicación RS485 para módulos del CDS (LAN del Controlador). - Ethernet 10 Base T (01) para comunicación con IED s y sistema SCADA.

98 - Ethernet 10/100 Base TX (01) para comunicación con IED s o sistema SCADA Entrada IRIG-B no modulado (RS232/RS485). - Fuente de alimentación en VDC de VDC. - Módulos de Entradas y Salidas, conforme al tipo de señal y a las cantidades siguientes (entradas digitales para 260 señales simples, entradas analógicas para 32 señales y salidas digitales para 32 comandos dobles). - Protocolos de comunicación Standard: IEC 61850, IEC , DNP 3.0 Level 2, ModBus RTU, y de otros protocolos para integración de IED s de diversos fabricantes, etc. - El Concentrador de Datos de Subestación (CDS) deberá contar con las siguientes partes o módulos y funciones: 32 Salidas de mandos dobles (programable como simples o dobles), tipo secuencia selección verificar-operar, soporte de momentáneo, pulso o pegado comando. 260 Entradas digitales simples (programable como simples o dobles), 48VDC, SOE 1ms. 32 Entradas de medidas analógicas. Registro de eventos secuenciales con estampa del tiempo de los eventos en el Concentrador de Datos de Subestación (CDS). Sincronización de tiempo en el CDS por medio de una entrada para GPS.

99 102 Funciones de auto prueba y diagnósticos internos para la detección y transmisión de fallas en el CDS. Función de auto reinicio automático. Fijación de la base de datos y parámetros mediante diálogos controlados por menú desde una PC local (Note Book) o directamente del CCO con función de cargar y descargar datos. Puerto de entrada para antena GPS. Para la estampa de tiempo de las señales de la entrada satelital por el puerto GPS previsto para ello. - El Concentrador de Datos de Subestación (CDS) deberá de estar prevista de una llave de operación LOCAL/REMOTO de modo tal que cuando este en posición REMOTO los mandos se realicen desde el Centro de Control y se deshabiliten los mandos en la Sala de Control y cuando se encuentre en posición LOCAL se deshabiliten los mandos desde el Centro de Control y se habiliten los mandos desde la Sala de Control. - Deberá contar con software para configuración, programación, supervisión y control del CDS mediante una Laptop o desde el Centro de Control en forma remota. - El CDS deberá contar con un WebServer para facilitar el acceso por html y gestionar RTU. - Procesador central INTEL o superior. - Memoria RAM de 4MB o superior. - Capacidad de Base de Datos de CDS para puntos.

100 103 - Protocolos de Comunicación (MASTER) - DNP 3.0 level 2 serial - DNP 3.0 over TCP/IP - Modbus RTU - Modbus TCP/IP - IEC L&G IEC IEC (opcional) - Protocolos de Comunicación (IED) - DNP 3.0 level 2 serial - DNP 3.0 over TCP/IP - Modbus RTU - Modbus TCP/IP - IEC L&G IEC IEC (opcional) Cumplimiento de Estándar: 0 C to 60 C operating -10 C to 85 C storage Humidity 10-90% relative non-condensing Surge protection per ANSI C37.90 on all I/O

101 104 IEC , 2, 3, Low, High, Damp temperature IEC , Vibration test (sinusoidal) IEC , Electrostatic discharge immunity test IEC , Radiated, radio-frequency, electromagnetic field immunity test IEC , Electrical fast transient/burst immunity test IEC , Surge immunity test IEC , Voltage dips, short interruptions and voltage variations immunity test IEC , Oscillatory waves immunity test OTROS DATOS GENERALES CAJAS DE EMPALME Para las cajas de empalme se consideran los siguientes elementos por punto de empalme: - Caja de empalme incluyendo organizadores (Splice Box) - Closure Attachment Clamp - Grapas Bajantes - Otros necesarios Los empalmes tendrán una pérdida menor a 0.02 db. Las cajas de empalme para exteriores tipo aéreo con blindaje OPGW OPGW y OPGW OPGW ARMADO para interiores para un mínimo de 16 fibras y con

102 módulos independientes para 16 empalmes c/u y con un mínimo de 50 protectores para los empalmes. Hermético para intemperie y de aluminio CARACTERÍSTICAS DEL SWITCH Dispositivos de conmutación de puertos de fibra óptica y cobre configurable, los puertos de fibra deben estar implementados con sus respectivos transceivers multimodo y monomodo, deben ser full duplex. Incluyen patch cords para los respectivos puertos. Deben cumplir con Normas técnicas que permitan ser operadas en una subestación, es decir, deben disponer de protecciones anti EMI y otros tipos ruídos, es decir deben se equipos para uso industrial UNIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE FIBRA ÓPTICA (ODF) a. Tipo de Instalación: En Gabinete o Rack. b. Capacidad Mínima: 36 adaptadores ópticos. c. Capacidad Instalada: 36 adaptadores d. Tipo de Adaptador Óptico: FC monomodo (OPGW) y SC Monomodo (caso ADSS) TUBOPROTECTOR DE EMPALME DE FIBRA ÓPTICA a. Material: Plástico termocontraible con un alambre de acero inoxidable interior. b. Longitud: 45 mm PATCH CORD DE FIBRA ÓPTICA 1) Jumper Monomodo SC/PC-SC/PC a. Tipo de Fibra: Monomodo b. Tipo de Conector: SC/PC y SC/PC

103 106 c. Longitud: 3 y 15 metros d. Color: Amarillo e. Diámetro de Cubierta: 3.0 m.m. f. Atenuación Óptica: 0.4 db g. Pérdida de Retorno Óptico: 55 db Pigtail Monomodo SC a. Tipo de Fibra: Monomodo b. Tipo de Conector: SC c. Longitud: 3 metros d. Color: Azul e. Diámetro de Cubierta: 3.0 mm f. Atenuación Óptica: 0.50 db g. Pérdida de Retorno Óptico: 55 db Jumper Monomodo FC/PC-FC/PC a. Tipo de Fibra: Monomodo b. Tipo de Conector: FC/PC y FC/PC c. Longitud: 3 metros d. Color: Amarillo e. Diámetro de Cubierta: 3.0 m.m. f. Atenuación Óptica: 0.4 db g. Pérdida de Retorno Óptico: 55 db Pigtail Monomodo FC a. Tipo de Fibra: Monomodo

104 107 b. Tipo de Conector: SC c. Longitud: 3 metros d. Color: Azul e. Diámetro de Cubierta: 3.0 mm f. Atenuación Óptica: 0.50 db g. Pérdida de Retorno Óptico: 55 db Jumper FC/PC-FC/PC a. Tipo de Fibra: Multimodo b. Tipo de Conector: FC/PC y FC/PC c. Longitud: 3 metros d. Color: Anaranjado e. Diámetro de Cubierta: 3.0 m.m. f. Atenuación Óptica: 0.4 db g. Pérdida de Retorno Óptico: 55 db Del mismo modo, se dispondrán los patch cords del tipo SFTP categoría 6 para cableado interno de grosor AWG CINTA DE SEÑALIZACIÓN Material: Polietileno de alta calidad y resistencia a los ácidos y alcalis. Ancho: 5 Pulgadas. Espesor: 1/10mm Color: Amarillo brillante, inscripción con letras negras que no pierdan su color con el tiempo y recubiertas con plástico.

105 108 Elongación: 250% GABINETES Sistemas modulares diseñados para alojar bandejas, equipos, organizadores de cables y otros que permitan: Fijación y puesta a tierra de cables Alojamiento de empalmes de fusión y mecánicos Terminaciones de conectores y adaptadores Almacenaje de cordones de fibra y otros. Los gabinetes o "racks" serán estándares de piso con puerta, con seguridades de llave y completamente cómodos para poder trabajar en su interior. Deberán contar con accesos laterales y posteriores. Las características fundamentales son: Dimensiones: Alto : 2.0 m Profundidad : 88.2 cm Ancho : cm (19 ) 3.8 ENSAYOS NECESARIOS Tipos de prueba en fábrica: pruebas tipo o diseño, pruebas de rutina y pruebas de aceptación. Un lote de los cables debe ser del mismo tipo, grado, clase, forma y composición. Prueba de operatividad de equipos de control y monitorización.

106 CAPÍTULO IV EQUIPAMIENTOS, PRUEBAS Y RESULTADOS 4.1 INTRODUCCIÓN En el presente capítulo se describe y presenta brevemente los equipos implementados en la SE de Satipo para las comunicaciones y automatización, presentando sus datos técnicos. Luego se presentan las pruebas finales realizadas después de la implementación, así se presentan las pruebas del OTDR para los cables OPGW fundamentalmente, dado que representa el sistema más importante para las comunicaciones de datos y base para la automatización y protección en tiempo real. Del mismo modo es muy importante disponer de un concentrador de datos de subestación moderno y que permita manipular datos para las diferentes señales definidas y que permitan un procesamiento de datos y transmisión también en tiempo real hacia el centro de control ubicado en el Parque Industrial de Huancayo.

107 EQUIPAMIENTO DEL SET SATIPO El equipamiento en la bahía de llegada 60 kv en la SET está constituido por lo siguiente: - (01) Un seccionador de línea tripolar con cuchilla de puesta a tierra. - (03) Tres transformadores de tensión capacitiva. - (03) Tres pararrayos de oxido metálico con contador de descarga. - (07) Siete aisladores Portabarra 60kV El equipamiento en la bahía de transformación está constituido por lo siguiente: - (01) Un aislador Portabarra 60kV - (01) Un interruptor de potencia tripolar en 60 kv. - (01) Un seccionador de barra tripolar en 60 kv. - (03) Tres transformadores de corriente en 60 kv. - (03) Tres pararrayos de oxido metálico con contador de descarga 60 kv. - (01) Un transformador de potencia trifásico, con regulación de tensión bajo carga, de 9/11 MVA ONAN/ONAF, 60/22.9/10 kv, siendo el devanado de 10 kv de compensación interno. - (03) Tres pararrayos de oxido metálico con contador de descarga 22.9 kv. - (03) Tres transformadores de corriente en 22.9 kv.

108 111 - (01) Un interruptor de potencia tripolar en 22.9 kv. - (01) Un seccionador de barra en 22.9 kv - (03) Tres transformadores de tensión en 22,9 kv - (01) Un transformador trifásico de 50 kva de servicios auxiliares - (06) Tres seccionadores fusibles tipo Cut-Out de 36kV, 170KV, 100 A con fusible 2 A Equipamiento total en las dos salidas en 22.9 kv - (02) Dos seccionador de barra en 22.9 kv - (02) Dos interruptor de potencia tripolar en 22.9 kv. - (06) Seis transformadores de corriente en 22,9 kv - (02) Dos seccionador de línea con cuchillas de puesta a tierra - (06) Seis pararrayos de oxido metálico con contador de descarga 22.9 kv. Equipamiento en la Sala de Control - (01) Un Tablero de Protección y Medición de la Línea 60 kv - (01) Un Tablero de Protección y Medición del Transformador de Potencia - (01) Un Tablero de Protección y Medición Líneas en 22,9 kv - (01) Un Tablero de Control, Mando y Mimico

109 112 - (01) Un Tablero de Servicios Auxiliares 380/220 Vca y Transferencia Automática. - (01) Un Tablero de Servicios Auxiliares 110 Vcc - (01) Un Tablero del Sistema de Telecomunicaciones (Scada). - (01) Un Tablero de Regulación Bajo Carga del Transformador - (01) Un Cargador - Rectificador 380 Vca / 110 Vcc NORMAS Todos los equipos del presente suministro, fueron diseñados, construidos y probados de acuerdo a las recomendaciones establecidas en las siguientes normas: CODIGO NACIONAL DE ELECTRICIDAD-SUMINISTRO 2001 REGLAMENTO NACIONAL DE CONSTRUCCIONES NORMAS TECNICAS PERUANAS (NTP) INTERNACIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION (IEC) INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS (IEC) AMERICAN NATIONAL STANDARDS INSTITUTE (ANSI) AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS (ASME) AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS (ASTM) NATIONAL ELECTRICAL CODE (NEC) DEUTSCHES INSTITUT FUR NORMUNG (DIN) VERBAU DEUSTSCHES ELECTROTECHNIKER (VDE) NATIONAL ELECTRICAL MANUFACTURERS ASSOCIATION (NEMA)

110 113 ENDESA NORMAS EQUIVALENTES Los equipos corresponden a las normas IEC VIBRACIONES Todo el equipo que se ha suministrado funciona sin vibraciones indebidas y con el mínimo ruido permitido por las normas. La verificación de las estructuras (soportes de los equipos, etc.) incluyendo el anclaje de los transformadores de potencia, son con una aceleración horizontal de 0,5 g y vertical de 0,3 g actuando separadamente. La verificación de cualquier equipo esbelto, especialmente el de maniobra se realizó considerando el criterio dinámico. El suministrador del equipo brindó las características de dicha verificación (aspectos de frecuencia adoptada, porcentaje de amortiguamiento, etc.). Los relés operaran satisfactoriamente con oscilaciones de 1 a 10 Hz y de amplitud no mayor de 10 mm para aceleración de hasta 0,6 g VENTILACIONES Los cubículos, armarios, cajas y otros compartimientos cerrados que formen parte del suministro son adecuadamente ventilados para minimizar la condensación. Se usarán calefactores cuando sea necesario regular la temperatura y humedad, de acuerdo a las exigencias técnicas del equipo. Además, todas las aberturas de ventilación tienen pantalla de metal y mallas para evitar el ingreso de insectos.

111 PRUEBAS Todos los materiales y equipos que forman parte del suministro fueron sometidos durante su fabricación, a todas las pruebas, controles, inspecciones o verificaciones prescritas en las especificaciones técnicas y/o normas adoptadas, en los talleres y laboratorios del fabricante, para comprobar que los materiales y equipos satisfacen las exigencias, previsiones e intenciones de las especificaciones técnicas DATOS TÉCNICOS GARANTIZADOS Dentro del presente trabajo se consideran fundamentalmente lo que corresponde a la automatización de redes y por lo tanto, los temas específicos son la manipulación de datos en base al enlace de comunicaciones por fibra óptica y la implementación de equipos de control, protección y medición de última generación que tienen puertos de comunicación seriales y para fibra y están fabricados para operar con protocolos normalizados tales como el DNP3.0, IEC x e IEC Así pues, se tienen que las conexiones internas entre relés (en el tablero) o interface y computador o relés-computador están perfectamente asegurados por conectores adecuados. Para los circuitos en que se utilice, cables convencionales de control, éstos están protegidos por interruptores termomagnéticos de capacidad adecuada, y están divididos en circuitos de tensión, mando, motor, señalización, alarma, etc. Los cables de control ingresan por la parte inferior del tablero. Los cables para corriente son de cobre electrolítico temple blando, los mismos que están marcados adecuadamente,

112 de tal manera que se identifica claramente el circuito al cual pertenece. Para el caso de los conductores de cobre el calibre de los cables son los siguientes: Para los circuitos de mando, señalización, protección y alarma la sección mínima es de 2,5 mm 2 (14 AWG) de conductores de cobre. - La sección mínima de los conductores de circuitos secundarios de los transformadores de tensión y corriente es de 4mm 2 (12 AWG). - Las borneras y bases terminales están montadas sobre perfiles especiales y son individuales, para el caso de borneras, estas son capaces de intercambiarse sin necesidad de desmontar el conjunto ó borneras vecinas, estas son para trabajo pesado y de una capacidad mínima de 15 A, asimismo cada bornera o base terminal se pueden identificarse por su numeración. - Los bornes utilizados en secundarios de transformadores de corriente están equipados con elementos de cortocircuito. Se ha previsto una reserva mínima de bornes del 20 % en cada tablero para conductores exteriores. - Las partes frontales y posteriores del panel así como todos los aparatos llevan designaciones de identificación. En el caso de los aparatos se ha designado su función y su número de posición coincidente con los planos y esquemas. En la siguiente tabla se muestran los datos técnicos requeridos para la automatización de una subestación y por ende de un sistema de distribución, lo

113 que ha permitido mejorar el servicio de energía eléctrica en la Provincia de Satipo y por ende la calidad de servicio. 116 TABLA DE DATOS TECNICOS REQUERIDOS Y GARANTIZADOS SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACION ITEM DESCRIPCION REQUERIDO GARANTIZADO 1 DATOS GENERALES 1.1 Fabricante 1.2 Modelo 1.3 Características Diseño del sistema abierto Si Si Normas y protocolos (índice) 1.4 Interfase con sistema SCADA Si Si 1.5 Características generales del sistema Control y monitoreo Accesibilidad remota Secuencia automática de maniobra Jerarquía de usuarios locales y remotos funciones de alarmas, una pantalla por módulo Alarmas sonoras remotas Sistema de comunicación confiable Histórico de alarmas y sumario de alarmas Autoverificación y autodiagnóstico del sistema Selección de control local o remoto Lectura y ajuste de paramitos de relés y medidores Visualización de estado de equipos (abierto o cerrados) Mediciones en tiempo real Registro de oscilografías automático - Registro de eventos automático 1.6 Interfase hombre máquina Presentación amigable al usuario Representación completa del diagrama unifilar Cumplir los estándares TCP/IP u OSF Display en la pantalla Proceso de imagen 1.7 Confiabilidad Autodiagnóstico de todo el sistema índice de confiabilidad % 1.8 Sincronización de tiempo Opción de comunicación con GPS Indicar sistema propuesto 1.9 Protocolos de documentación disponibles indicar Nivel de centro de control Nivel de equipo de subestación 1.10 Indicar características detalladas del hardware Interfases, procesador de datos, etc Modems de comunicación Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si

114 117 Tipo Fabricante Nombre/modelo Velocidad de comunicación soportada Velocidad de comunicación propuesta Frecuencia de transmisión propuesta Conexión a línea telefónica dedicada Modos de operación Impedancia de salida Nivel de recepción Canales de Transmisión de 2 y 4 hilos Intervalo de entrada de audio del receptor (4 hilos) :. Punto a punto. Punto a multipunto Método de protección contra tensiones inducidas en líneas de comunicaciones Nivel de aislamiento de tensiones inducidas en líneas de comunicaciones Estabilidad de frecuencia del transmisor a 20 ºC en el intervalo de 5ºC a 55ºC. Estabilidad de salida del transmisor a 20 ºC en el intervalo de 5ºC a 55ºC Requerimientos de alimentación Consumo 1.12 Impresoras Tipo Fabricante Nombre/modelo Color Técnica de impresión Duración de la cinta de impresión/cartucho tinta ó toner Número de colores Velocidad de impresión Tamaño de papel Forma y método de introducción del papel Ruido acústico generado a un metro en modo normal de funcionamiento Requerimientos de alimentación Tensión nominal +- tolerancia Frecuencia nominal Corriente nominal +- tolerancia Tolerancia a impulsos Tolerancia a interruptores - Temperatura de operación Baudios Baudios Hz dbm dbm dbm W Pag. A4/min db V Hz A kv/ms. ms. º C Si Si Si % 60 Si Si Si % ANÁLISIS DE RESULTADOS En primer lugar, resulta necesario escoger los equipos adecuados para cada una de las aplicaciones requeridas en una subestación nueva y con actualidad tecnológica. La subestación está ubicada en la

115 selva central de Junín, Provincia de Satipo, tal como se muestra en la figura Figura Nro. 4,1: Ubicación geográfica y plano de distribución de SET Satipo.

116 119 El área que ocupa la SET Satipo tiene una forma trapezoidal y ocupa el terreno transferido por la Universidad Nacional del Centro del Perú como parte de un convenio interinstitucional. El plano de la SET Satipo es la que se muestra en la figura 4,2. Figura Nro. 4,2: Forma de terreno donde se ubica la SET Satipo. Por tanto, en la presente tesis se hace un diseño de enlace de telecomunicaciones entre SE Pichanaki y SE Satipo. Para ello se hace la consideración de una fibra de 16 hilos organizada de 8 en 8. De acuerdo al diseño y lo que se recomendó en trabajo previo de investigación y el cual se desarrolla en el presente trabajo, es que se tienen los equipos y medios de comunicación recién implementados en dicha SE. Por ello, en el presente capítulo se describen todo los TDT s recomendados y que son resultado del diseño correspondiente y en el capitulo IV se explica y compara con los

117 resultados de los ensayos finales hechos después de la implementación de los equipos y medios de comunicación diseñados en el presente capítulo. 120 La red de telecomunicaciones consiste de enlaces de fibra óptica tipo OPGW que a su vez será cable de guarda de la línea de transmisión de 60 KV en el tramo de S.E. Pichanaki a S.E. Satipo. Físicamente se implementaron con equipos de diferentes marcas, así por ejemplo se implementó con 12 analizadores de redes del modelo P6200A0A0B0A0A0R de marca PowerLogic. Figura Nro. 4,3: Detalle de conexionado del OPGW16 con grapas y empalme de protección.

118 121 En las figuras del 4,3 al 4,7 se presentan las implementaciones realizadas del cable OPGW con fibra óptica de acuerdo al diseño y datos técnicos propuesto en el capítulo 3 del presente trabajo de tesis. Figura Nro. 4,4: Detalle de conexionado del OPGW16 en paralelo y otras herramientas. Figura Nro. 4,5: Detalle de conexionado del OPGW16 en paralelo y conexión a tierra.

119 Figura Nro. 4,6: Plano que muestra la llegada del OPGW16 al pórtico de la SEP Satipo y acceso a sala de control. 122

120 Figura Nro. 4,7: Detalle del montaje del OPGW16 a caja de empalme. 123

121 124 En cuanto a lo que representa fundamentalmente la comunicación y el control de datos en el proceso de automatización de la red de distribución, en los cuadros 4,1 y 4,2 se muestran los resultados de las pruebas realizadas y en base a los cuales fueron recibidos los cables OPGW y las fibras ópticas. Si se compara entre los cálculos hechos en el capítulo 3 y los diferentes resultados de parámetros medidos y la atenuación, se tienen que los niveles de error entre valores teóricos y medidos son mínimos. Cuadro Nro. 4,1: Pruebas ópticas en la ventana de nm

122 Cuadro Nro. 4,2: Pruebas ópticas en la ventana de nm 125

123 126 DE CARGA CON INTERCONEXIÓN Figura Nro. 4,8: Estudio de operatividad indicando flujo de carga máxima para una carga con interconexión.

124 127 En los esquemas circuitales desde 4,8 al 4,13 se muestran los estudios de operatividad para flujos de carga máxima, media y mínima, para los casos con y sin interconexión, y, además los diferentes casos específicos tal como se indican en los esquemas correspondientes, que son parte del estudio que se llevan a cabo en los estudios de análisis y luego en las mediciones reales, que vienen a ser los resultados del proceso final de la implementación y desde luego la automatización de todo el sistema de distribución, con lo cual se obtiene un mejor servicio de calidad y mejor calidad de energía. Figura Nro. 4,9: Estudio de operatividad indicando flujo de carga media para una carga con interconexión.

125 Figura Nro. 4,10: Estudio de operatividad indicando flujo de carga mínima para una carga con interconexión. 128

126 Figura Nro. 4,11: Estudio de operatividad indicando flujo de carga máxima estiaje para una carga con interconexión. 129

127 130 DE CARGA SIN INTERCONEXIÓN Figura Nro. 4,12: Estudio de operatividad indicando flujo de carga máxima para una carga sin interconexión.

128 131 Figura Nro. 4,13: Estudio de operatividad indicando flujo de carga mínima para una carga sin interconexión.

129 CONCLUSIONES 1.- Dado los requerimientos sociales y la tendencia mundial de nuevos y mejores mercados, es necesario tener en cuenta la urgente necesidad de automatizar los sistemas de distribución en el Perú, a través de la automatización de las subestaciones. 2.- Son prioritarios los estudios profesionalmente realizados en cuanto a flujos de carga, sistemas de comunicación, cálculo de enlaces y adecuada selección de los equipos de protección y automatización. 3.- Las características del cable de guarda OPGW24 cumplen con los requerimientos diseñados y son técnicamente recomendadas en una línea y Subestación nueva, por tanto, es la alternativa más conveniente. 4.- De acuerdo al esquema del conexionado del CDS, figura 3.6, se demuestra el principio de manejo de datos en tiempo real y que es uno de los procesos de automatización de un sistema de distribución, con lo cual se cumple con uno de los objetivos de la presente tesis. 5.- La línea del cable OPGW que llega a SET de Satipo, figura 3.5, es un medio de comunicación con fibra óptica y lo cual permite

130 transmitir los datos en tiempo real al Centro de Monitoreo y Supervisión en forma automatizada. 6.- Para la transferencia de datos hacia la aplicación remota se hace uso del software SCADA, la cual consiste en un potente soporte de visualización que permite a supervisores y administradores ver los datos de la subestación en tiempo real desde un PC en cualquier punto de la intranet de la empresa.

131 RECOMENDACIONES 1. En los equipos de patio para todas las operaciones de supervisión y control remoto, utilizar cables apantallados para evitar pérdidas de señal. 2. El empleo de de los instrumentos digitales y análogos que se montan en el tablero de control como en todo el proceso de automatización, deben ser los mismos para tener una medida real de la magnitud.. 3. En la configuración del puerto serial de la PC se deben especificar los valores de los parámetros de comunicación de acuerdo a las características del protocolo usado, para evitar problemas de comunicación. 4. En cuanto a la adaptación y manejo del software SCADA se deben disponer de profesionales especialistas, para de esa forma optimizar el sistema de monitoreo y supervisión, para abaratar el proceso de mantenimiento.

132 BIBLIOGRAFÍA [Andreula10] Red de Monitoreo y Supervisión de las variables Eléctricas en Sub-Estaciones. Julio, [Tomasi96] TOMASI, Wayne. Sistemas de Comunicaciones Electróni cas. Englewood Cliffs N.J. prentice-hall, [Man90] Manual de servicio del motor Volvo TD70H [Fink07] FINK DONALD, BEATY WAYNE, Manual de Ingeniería Eléctrica, TOMO I, II, Editorial MC. Graw Hill [Edelca05] C.V.G. EDELCA, Especificaciones técnicas generales sistemas de control numérico en subestaciones, ETGS/EEM [Engler98] ENGLER F., JAUSSI A., Mando inteligente de 7 subestaciones, vigilancia y diagnóstico en las instalaciones de alta tensión, Revista ABB 3, [GE2000] GE Power Management, Substation Automation UR Applications 1, Course Ver. 2.2, GE Power Management,

133 [FARG..2001] FARGUHARSON R., SPINNEY A.,GILCHRIST G., Una red LAN abierta para sistemas de control integrados en subestaciones: Es esto algo nuevo o algo común? Una guía de subestaciones de integración de datos, GE HARRIS Energy Control System, [SE2005] Shcneider Electric, Guía de referencia de Hardware de la serie Quantum Automation Modicon, VOLUMEN I y II, Versión 11.0, [SE2005] Shcneider Electric, Manual de Usuario Concept 2.5 SR2, TOMO I,II,III y IV, [Ogata98] Katsuhito Ogata, Ingeniería de Control Moderna. 3ª Edición. Pearson Educación, México. [Creus07] Antonio Creus Sole, Instrumentación Industrial. 7ª Edición. Alfaomega, México.

134 ANEXOS

135

136 Cable Information: Cable ID: OPGW MONOMODO 24H End 1: SE PICHANAKI Fiber Number: 1 End 2: SE SATIPO Test Date: 13/10/ :23:29 p.m. OTDR Located At: SE PICHANAKI Operator 1: RFJ COMUNICACIONES Company Name: CAMESA Operator 2: Trace Comment: Loss Threshold: 0.05 db OTDR Model: OFL250 Launch Cable: 0.0 m Reflectance Threshold: db Fiber Type: MONOMODO Recieve Cable: 0.0 m End Threshold: 2.50 db Port: Single-mode OTDR Results: PICHSATA_001_s13.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -77 db 1310nm PICHSATA_001_s15.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: 8.79 db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -82 db 1550nm # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) Page: 1

137 Cable Information: Cable ID: OPGW MONOMODO 24H End 1: SE PICHANAKI Fiber Number: 2 End 2: SE SATIPO Test Date: 13/10/ :27:06 p.m. OTDR Located At: SE PICHANAKI Operator 1: RFJ COMUNICACIONES Company Name: CAMESA Operator 2: Trace Comment: Loss Threshold: 0.05 db OTDR Model: OFL250 Launch Cable: 0.0 m Reflectance Threshold: db Fiber Type: MONOMODO Recieve Cable: 0.0 m End Threshold: 2.50 db Port: Single-mode OTDR Results: PICHSATA_002_s13.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -77 db 1310nm PICHSATA_002_s15.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -82 db 1550nm # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) Page: 1

138 Cable Information: Cable ID: OPGW MONOMODO 24H End 1: SE PICHANAKI Fiber Number: 3 End 2: SE SATIPO Test Date: 13/10/ :29:25 p.m. OTDR Located At: SE PICHANAKI Operator 1: RFJ COMUNICACIONES Company Name: CAMESA Operator 2: Trace Comment: Loss Threshold: 0.05 db OTDR Model: OFL250 Launch Cable: 0.0 m Reflectance Threshold: db Fiber Type: MONOMODO Recieve Cable: 0.0 m End Threshold: 2.50 db Port: Single-mode OTDR Results: PICHSATA_003_s13.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -77 db 1310nm PICHSATA_003_s15.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -82 db 1550nm # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) Page: 1

139 Cable Information: Cable ID: OPGW MONOMODO 24H End 1: SE PICHANAKI Fiber Number: 4 End 2: SE SATIPO Test Date: 13/10/ :32:20 p.m. OTDR Located At: SE PICHANAKI Operator 1: RFJ COMUNICACIONES Company Name: CAMESA Operator 2: Trace Comment: Loss Threshold: 0.05 db OTDR Model: OFL250 Launch Cable: 0.0 m Reflectance Threshold: db Fiber Type: MONOMODO Recieve Cable: 0.0 m End Threshold: 2.50 db Port: Single-mode OTDR Results: PICHSATA_004_s13.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -77 db 1310nm PICHSATA_004_s15.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -82 db 1550nm # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) Page: 1

140 Cable Information: Cable ID: OPGW MONOMODO 24H End 1: SE PICHANAKI Fiber Number: 5 End 2: SE SATIPO Test Date: 13/10/ :35:21 p.m. OTDR Located At: SE PICHANAKI Operator 1: RFJ COMUNICACIONES Company Name: CAMESA Operator 2: Trace Comment: Loss Threshold: 0.05 db OTDR Model: OFL250 Launch Cable: 0.0 m Reflectance Threshold: db Fiber Type: MONOMODO Recieve Cable: 0.0 m End Threshold: 2.50 db Port: Single-mode OTDR Results: PICHSATA_005_s13.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -77 db 1310nm PICHSATA_005_s15.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: 8.56 db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -82 db 1550nm # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) Page: 1

141 Cable Information: Cable ID: OPGW MONOMODO 24H End 1: SE SATIPO Fiber Number: 1 End 2: SE PICHANAKI Test Date: 13/10/ :35:15 a.m. OTDR Located At: SE SATIPO Operator 1: RFJ COMUNICACIONES Company Name: CAMESA Operator 2: Trace Comment: Loss Threshold: 0.05 db OTDR Model: OFL250 Launch Cable: 0.0 m Reflectance Threshold: db Fiber Type: MONOMODO Recieve Cable: 0.0 m End Threshold: 2.50 db Port: Single-mode OTDR Results: SATIPICA_001_s13.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -77 db 1310nm SATIPICA_001_s15.sor Range: Pulse Width: 3000 ns Averages: Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -82 db Link Length: m Link Loss: db Link ORL: db 1550nm # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) Page: 1

142 Cable Information: Cable ID: OPGW MONOMODO 24H End 1: SE SATIPO Fiber Number: 2 End 2: SE PICHANAKI Test Date: 13/10/ :42:48 a.m. OTDR Located At: SE SATIPO Operator 1: RFJ COMUNICACIONES Company Name: CAMESA Operator 2: Trace Comment: Loss Threshold: 0.05 db OTDR Model: OFL250 Launch Cable: 0.0 m Reflectance Threshold: db Fiber Type: MONOMODO Recieve Cable: 0.0 m End Threshold: 2.50 db Port: Single-mode OTDR Results: SATIPICA_002_s13.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -77 db 1310nm SATIPICA_002_s15.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -82 db 1550nm # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) Page: 1

143 Cable Information: Cable ID: OPGW MONOMODO 24H End 1: SE SATIPO Fiber Number: 3 End 2: SE PICHANAKI Test Date: 13/10/ :46:51 a.m. OTDR Located At: SE SATIPO Operator 1: RFJ COMUNICACIONES Company Name: CAMESA Operator 2: Trace Comment: Loss Threshold: 0.20 db OTDR Model: OFL250 Launch Cable: 0.0 m Reflectance Threshold: db Fiber Type: MONOMODO Recieve Cable: 0.0 m End Threshold: 2.50 db Port: Single-mode OTDR Results: SATIPICA_003_s13.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -77 db 1310nm SATIPICA_003_s15.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -82 db 1550nm # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) Page: 1

144 Cable Information: Cable ID: OPGW MONOMODO 24H End 1: SE SATIPO Fiber Number: 4 End 2: SE PICHANAKI Test Date: 13/10/ :48:55 a.m. OTDR Located At: SE SATIPO Operator 1: RFJ COMUNICACIONES Company Name: CAMESA Operator 2: Trace Comment: Loss Threshold: 0.05 db OTDR Model: OFL250 Launch Cable: 0.0 m Reflectance Threshold: db Fiber Type: MONOMODO Recieve Cable: 0.0 m End Threshold: 2.50 db Port: Single-mode OTDR Results: SATIPICA_004_s13.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -77 db 1310nm SATIPICA_004_s15.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -82 db 1550nm # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) Page: 1

145 Cable Information: Cable ID: OPGW MONOMODO 24H End 1: SE SATIPO Fiber Number: 5 End 2: SE PICHANAKI Test Date: 13/10/ :52:33 a.m. OTDR Located At: SE SATIPO Operator 1: RFJ COMUNICACIONES Company Name: CAMESA Operator 2: Trace Comment: Loss Threshold: 0.05 db OTDR Model: OFL250 Launch Cable: 0.0 m Reflectance Threshold: db Fiber Type: MONOMODO Recieve Cable: 0.0 m End Threshold: 2.50 db Port: Single-mode OTDR Results: SATIPICA_005_s13.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -77 db 1310nm SATIPICA_005_s15.sor Range: Link Length: m Pulse Width: 3000 ns Link Loss: db Averages: Link ORL: db Group Index of Refr. (GIR): Backscatter Coef. (BC): -82 db 1550nm # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) # Location (Meters) Type Refl. (db) Loss (db) Page: 1

146 PROTOCOLO DE PRUEBAS PROTOCOLO DE PRUEBAS PARÁMETROS DE LÍNEA LÍNEA TRANSMISION (60kV) S.E. SATIPO - S.E PICHANAKI

147 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 1 - RESISTENCIA AISLAMIENTO FASE TIERRA Y ENTRE FASES SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV Fecha : 3-nov PROCEDIMIENTO (SE ADJUNTA ESQUEMA DE MEDICIÓN) A. Para medir el aislamiento fase - tierra (1,2 y 3) conectar en un extremo de la línea el Megometro tal como se indica en los graficos en la prueba N. 1 B. Para medir el aislamiento entre - fase (4,5 y 6) conectar en un extremo de la línea el Megometro tal como se indica en los graficos en la prueba N RESULTADO DE LAS MEDICIONES Condiciones Ambientales - Temperatura inicial : 23.2 C - Humedad relativa inicial : 39.1 %H.R. - Temperatura final : 23.1 C - Humedad relativa final : 38.5 %H.R. - Apreciación general del clima en la zona : Despejado Equipos de Prueba Utilizados * Megometro * Termo-higrómetro Marca : MEGABRAS Marca : FLUKE Modelo : MI15KVe Modelo : 971 Serie : OC 4021F Serie :

148 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 1 - RESISTENCIA AISLAMIENTO FASE TIERRA Y ENTRE FASES SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV Fecha : 3-nov COMENTARIOS Y OBSERVACIONES * El valor de resistencia de aislamiento medidos son elevados y óptimos. Probado por: Supervisado por: Aprobado por: Nombre : Helar Ramos Jara Fecha : 3-nov-10 Firma : Nombre : Erasmo Muedas Fecha : Firma : Nombre : Fecha : Firma :

149 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 2 - RESISTENCIA ELÉCTRICA DE CONDUCTORES SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV Fecha : 3-nov PROCEDIMIENTO (SE ADJUNTA ESQUEMA DE MEDICIÓN) A. Cortocircuitar en el extremo opuesto de la línea a probar los conductores de las tres fases a tierra. B. En el extremo de prueba se conecta una fuente de corriente continua a dos de los conductores libres. C. Aplicar la corriente de prueba y verificar que las medidas obtenidas sean similares a los valores teóricos. D. Repetir la medición conmutando los cables de prueba entre fases hasta completar la secuencia. E. Verificar que circule por lo menos 1 Amp. 2.- VALORES TEÓRICOS - Tipo de conductor : ACAR - Sección del conductor : mm 2 - Longitud de línea : km - Resistencia 20 C : ohm/km - Longitud total de línea : km - Resistencia 20 C (R t ) : ohmios - Factor de corrección por temp. (k = * (t m - 20)) : Temperatura medida (t m = (t inicial + t final ) / 2) : 23.7 C - Resistencia 23.7 C (R c = R t * k) (1) : ohmios 3.- RESULTADO DE LAS MEDICIONES Condiciones Ambientales - Temperatura inicial : 23.6 C - Humedad relativa inicial : 38.2 %H.R. - Temperatura final : 23.8 C - Humedad relativa final : 38.7 %H.R. - Apreciación general del clima en la zona : Despejado

150 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 2 - RESISTENCIA ELÉCTRICA DE CONDUCTORES SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV Fecha : 3-nov-10 Equipos de Prueba Utilizados * Multimetro Digital * Pinza Amperimetrica * Termo-higrómetro Marca : FLUKE Marca : BEHA Marca : FLUKE Modelo : FLUKE 115 Modelo : CHB37 Modelo : 971 Serie : Serie : Serie : COMENTARIOS Y OBSERVACIONES * El valor de resistencia medido es ligeramente mayor el valor de resistencia teórico. * El valor de resistencia medido es para hacer comparación con el valor de resistencia teórico. Probado por: Supervisado por: Aprobado por: Nombre : Helar Ramos Jara Fecha : 3-nov-10 Firma : Nombre : Erasmo Muedas Fecha : Firma : Nombre : Fecha : Firma :

151 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 3 - IMPEDANCIA DE SECUENCIA POSITIVA O DIRECTA SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI Fecha : PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV 3-nov PROCEDIMIENTO (SE ADJUNTA ESQUEMA DE MEDICIÓN) A. Cortocircuitar ambos extremos de la línea adyacente y conectarlos a tierra. B. Cortocircuitar en el extremo opuesto de la línea a probar los conductores de las tres fases a tierra. C. En el extremo de prueba se conecta una fuente de corriente alterna monofásica a dos de los conductores libres. D. Aplicar la tension de prueba y verificar que las medidas obtenidas sean similares a los valores teóricos. E. Repetir la medición conmutando los cables de prueba entre fases hasta completar la secuencia. 2.- VALORES TEÓRICOS - Resistencia de secuencia positiva (R) : ohm/km - Reactancia de secuencia positiva (X) : ohm/km - Resistencia de secuencia positiva (R) : ohmios - Reactancia de secuencia positiva (X) : ohmios - Impedancia de secuencia positiva (Z) : ohmios - Ángulo de secuencia positiva (Φ) : grados 3.- RESULTADO DE LAS MEDICIONES 4.- DETERMINACION DE LA IMPEDANCIA DE SECUENCIA POSITIVA POR FASE Donde : Z = Σ Z/3 Z = Impedancia promedio de secuencia positiva X = Z sen Ø X = Reactancia de secuencia positiva R = Z cos Ø R = Resistencia de secuencia positiva Ø = Σ Ø/3 Ø = Angulo de desfasaje RESUMEN Z = R + jx ohmios

152 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 3 - IMPEDANCIA DE SECUENCIA POSITIVA O DIRECTA SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI Fecha : PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV 3-nov-10 Condiciones Ambientales - Temperatura inicial : 23.6 C - Humedad relativa inicial : 37.2 %H.R. - Temperatura final : 23.8 C - Humedad relativa final : 37.1 %H.R. - Apreciación general del clima en la zona : Despejado Equipos de Prueba Utilizados * Analizador Parametros Eléctricos * Termo-higrómetro Marca : AEMC Marca : FLUKE Modelo : 3945 Modelo : 971 Serie : Serie : COMPROBACIÓN DE LA IMPEDANCIA DE SECUENCIA POSITIVA O DIRECTA IMPEDANCIA DE SECUENCIA POSITIVA O DIRECTA Z 1 = Zp - Zm Donde : Zp : Zm : IMPEDANCIA PROPIA IMPEDANCIA MUTUA a) Impedancia de Secuencia Positiva ó Directa (Valores Calculados) Z 1 =

153 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 3 - IMPEDANCIA DE SECUENCIA POSITIVA O DIRECTA SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV Fecha : 3-nov COMENTARIOS Y OBSERVACIONES * Los valores de impedancia medidos deben ser constrastados con los valores teóricos. * Los valores de impedancia medidos han sido contrastados contra los valores registrados en las pruebas de impedancia propia y mutua. Los valores medidos son similares a los calculados. Probado por: Supervisado por: Aprobado por: Nombre : Helar Ramos Jara Fecha : 3-nov-10 Firma : Nombre : Erasmo Muedas Fecha : Firma : Nombre : Fecha : Firma :

154 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 4 - IMPEDANCIA HOMOPOLAR O DE SECUENCIA CERO SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI Fecha : PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV 3-nov PROCEDIMIENTO (SE ADJUNTA ESQUEMA DE MEDICIÓN) A. Cortocircuitar ambos extremos de la línea adyacente y conectarlos a tierra. B. Cortocircuitar en ambos extremos de la línea a probar los conductores de las tres fases, conectando solo el extremo opuesto a tierra. C. En el extremo de prueba se conecta una fuente de corriente alterna monofásica entre los conductores cortocircuitados y el punto de retorno a tierra. D. Aplicar la tension de prueba y verificar que las medidas obtenidas sean similares a los valores teóricos. 2.- VALORES TEÓRICOS - Resistencia de secuencia cero (R) : ohm/km - Reactancia de secuencia cero (X) : ohm/km - Resistencia de secuencia cero (R) : ohmios - Reactancia de secuencia cero (X) : ohmios - Impedancia de secuencia cero (Z) : ohmios - Ángulo de secuencia cero (Φ) : grados 3.- RESULTADO DE LAS MEDICIONES 4.- DETERMINACION DE LA IMPEDANCIA HOMOPOLAR Formulas usadas Zo = Uo/Io = 3 Uo / Ia I a = 3 Io L = km (Longitud de la línea) Zo = Zo2 - Zo1

155 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 4 - IMPEDANCIA HOMOPOLAR O DE SECUENCIA CERO SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI Fecha : PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV 3-nov-10 Donde : Z o = Impedancia homopolar / fase Z oi = Impedancia homopolar / km R O = Z O Cos Øo X O = Z O Sen Øo RESUMEN Z o = R O + jxo Z O = = j Condiciones Ambientales - Temperatura inicial : 22.2 C - Humedad relativa inicial : 39.2 %H.R. - Temperatura final : 22.7 C - Humedad relativa final : 39.1 %H.R. - Apreciación general del clima en la zona : Despejado Equipos de Prueba Utilizados * Analizador Parametros Eléctricos * Termo-higrómetro Marca : AEMC Marca : FLUKE Modelo : 3945 Modelo : 971 Serie : Serie : COMPROBACIÓN DE LA IMPEDANCIA HOMOPOLAR O DE SECUENCIA CERO IMPEDANCIA HOMOPOLAR O DE SECUENCIA CERO Z 0 = Zp + 2(Zm) Donde : Zp : Zm : IMPEDANCIA PROPIA IMPEDANCIA MUTUA a) Impedancia Homopolar ó de Secuencia Cero (Valores Calculados) Z 0 =

156 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 4 - IMPEDANCIA HOMOPOLAR O DE SECUENCIA CERO SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV Fecha : 3-nov COMENTARIOS Y OBSERVACIONES * Los valores de impedancia medidos deben ser constrastados con los valores teóricos. * Los valores de impedancia medidos han sido contrastados contra los valores registrados en las pruebas de impedancia propia y mutua. Los valores medidos son similares a los calculados. Probado por: Supervisado por: Aprobado por: Nombre : Helar Ramos Jara Fecha : 3-nov-10 Firma : Nombre : Erasmo Muedas Fecha : Firma : Nombre : Fecha : Firma :

157 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 5 - IMPEDANCIA PROPIA Y MUTUA SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI Fecha : PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV 3-nov PROCEDIMIENTO (SE ADJUNTA ESQUEMA DE MEDICIÓN) A. Cortocircuitar en el extremo opuesto de la línea a probar los conductores de las tres fases a tierra. B. En el extremo de prueba se conecta una fuente de corriente alterna monofásica entre uno de los conductores libres y el punto de retorno a tierra. C. Aplicar tensión de prueba y verificar que las medidas obtenidas sean similares a los valores teóricos. D. Durante la inyección de tensión se debe registrar la tensión de las otras dos fases versus tierra. E. Repetir la medición conmutando el cable de prueba a la siguiente fase hasta completar la secuencia. 2.- RESULTADO DE LAS MEDICIONES Condiciones Ambientales - Temperatura inicial : 22.2 C - Humedad relativa inicial : 39.2 %H.R. - Temperatura final : 22.7 C - Humedad relativa final : 39.1 %H.R. - Apreciación general del clima en la zona : Despejado Equipos de Prueba Utilizados * Analizador Parametros Eléctricos * Termo-higrómetro Marca : AEMC Marca : FLUKE Modelo : 3945 Modelo : 971 Serie : Serie :

158 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 5 - IMPEDANCIA PROPIA Y MUTUA SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI Fecha : PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV 3-nov DETERMINACIÓN DE LA IMPEDANCIA PROPIA Y MUTUA IMPEDANCIA PROPIA IMPEDANCIA MUTUA Zp = U / I Ø Zm = Uo / I Øm Donde : Uo = Uo1 + Uo2 Øm = Øo1 + Øo2 2 2 a) Impedancia Propia (Valores Medidos) Zp = b) Impedancia Mutua (Valores Medidos) Zm = COMPROBACIÓN DE LA IMPEDANCIA PROPIA Y MUTUA IMPEDANCIA PROPIA Zp = Z 0 + 2(Z 1 ) 3 IMPEDANCIA MUTUA Zm = Z 0 - Z 1 3 Donde : Z 1 : IMPEDANCIA DE SECUENCIA POSITIVA O DIRECTA Z 0 : IMPEDANCIA HOMOPOLAR O DE SECUENCIA CERO a) Impedancia Propia (Valores Calculados) Zp = b) Impedancia Mutua (Valores Calculados) Zm =

159 PROTOCOLO DE PRUEBAS PRUEBA Nº 5 - IMPEDANCIA PROPIA Y MUTUA SUB-ESTACIÓN : SATIPO LÍNEA : S.E. SATIPO S.E. PICHANAKI PROPIETARIO : ELECTROCENTRO NIVEL : 60kV Fecha : 3-nov COMENTARIOS Y OBSERVACIONES * Los valores de impedancia medidos han sido contrastados contra los valores registrados en las pruebas de impedancia directa y homopolar. Los valores medidos son similares a los calculados. Probado por: Supervisado por: Aprobado por: Nombre : Helar Ramos Jara Fecha : 3-nov-10 Firma : Nombre : Erasmo Muedas Fecha : Firma : Nombre : Fecha : Firma :

160 Ω Ω Ω Ω Ω Ω

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169 PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS INGELMEC S.A. PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS PARA LINEA DE TRANSMISION 60 kv

170 PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS DE LINEA DE 60 kv L.T.60kV S.E. PICHANAKI S.E. SATIPO I. METODOLOGIA DE PRUEBAS PARA LINEAS DE TRANSMISION EN 60 kv. 1. RELACION DE EQUIPOS La siguiente relación de equipos se emplea para efectuar las pruebas de la Línea de Transmisión S.E. PICHANAKI S.E. SATIPO 60 kv. a) Fuente de alimentación monofásica de 220 V, la potencia máxima se calcula considerando la impedancia directa de la línea, obtenido de los valores teóricos. b) Los voltímetros para la medición de tensión alterna o continua son instrumentos digitales; los rangos de las escalas son las adecuadas a las medidas de tensión que se realizan en las pruebas. Para la medición de los parámetros de la línea, estos rangos son de V, V. Clase 0.5. c) Los amperímetros para medición de corriente continua son digitales, los rangos de las escalas son los adecuados a las mediciones de corriente que se realizan en las pruebas. Para la medición de los parámetros de la línea, estos rangos son de 0-10 A cc. Clase 0.5. d) Los amperímetros para medición de corriente alterna son digitales, con rangos de escala adecuados a las medidas de corriente que se obtienen en las pruebas. Para la medición de los parámetros de la línea, estos rangos son de A. Clase 0.5. e) Multimetro de potencia digital para la medición simultánea de los siguientes parámetros: Potencia activa por fase Potencia reactiva por fase Corriente por fase (magnitud y argumento)

171 Tensión por fase (magnitud y argumento) Factor de potencia por fase Frecuencia Todos estos parámetros son almacenados en memoria del equipo para posteriormente ser recuperados a través de una PC portátil y ser procesados en Excel. f) Una fuente de alimentación de corriente continua, con una batería de 12 Voltios. g) Equipo portátil de comunicaciones. h) Termómetro para medición de temperatura ambiente de -20 o a 60 º C. i) Higrómetro digital para la medición de humedad relativa, con escala de 0 al 100%. 2. PRUEBAS A EJECUTAR Previo a las pruebas que a continuación se enumeran, se toman todas las precauciones que sean necesarias para evitar el efecto de sobretensión sobre las personas, materiales y equipos. 2.1 Medida de la Resistencia Dieléctrica (Aislamiento) entre Conductores Se medirá la resistencia Dieléctrica separadamente de las tres (03) fases contra tierra y confrontar los tres (03) valores que deben ser sensiblemente del mismo orden de magnitud Se medirá la resistencia dieléctrica entre fases (R-S, S-T, T-R), cuyos valores deben ser superiores a lo medido en el punto anterior. 2.2 Medida de la Resistencia Eléctrica de los conductores de Fase Consiste en la medida de la resistencia eléctrica de los conductores por fase del tramo de la línea en prueba; se utilizará el método Voltímetro Amperímetro con corriente continua.

172 2.2.2 Estas pruebas tienen como finalidad comparar los valores medidos con relación al valor teórico, siendo la tolerancia del valor de la resistencia eléctrica de los conductores después del montaje no mayor de 5% con respecto al teórico. Igualmente, las tres (3) medidas de la resistencia son confrontadas entre ellas, verificándose que la diferencia entre ellos no sean superiores a 5% En una de las extremidades del tramo de la línea en prueba se conecta entre si las tres (03) fases y a tierra. En la otra extremidad de la línea se conecta a una fuente de corriente continua a dos de las tres fases. 2.3 Medida de la Impedancia Directa Se alimenta el tramo de la línea por medio de una fuente monofásica de 220 VCA, que puede ser un grupo auxiliar ó usar los servicios auxiliares de la Sub-estación; la otra extremidad de la línea se cortocircuita las tres fases. También se conecta a tierra el punto de cortocircuito Se efectúa tres mediciones fase R-S, S-T y T-R; para cada una de ellas se mide la corriente, tensión y ángulo de desfasaje La medida del desfasaje tiene por objeto determinar los dos (2) componentes de la impedancia: resistiva y reactiva inductiva. 2.4 Medida de la Impedancia Homopolar Se cortocircuita las tres (3) fases en las dos (2) extremidades de la línea En uno de los extremos se conecta la fuente de servicios auxiliares sobre las fases cortocircuitadas y la otra fase de servicios auxiliares a tierra. En el otro extremo las tres fases cortocircuitadas se conecta a tierra. El retorno de la corriente es por tierra La corriente obtenida es sensiblemente la misma que para la medida de la impedancia directa, por consiguiente es posible utilizar el mismo equipo de medida.

173 2.4.4 Se mide la corriente alterna, la tensión y el ángulo de desfasaje Para determinar la impedancia homopolar, se multiplica por un factor de tres (3) la impedancia medida por el voltímetro y amperímetro. 2.5 Medida de la Impedancia Mutua y Propia Se cortocircuita las tres (3) fases en una de las dos (2) extremidades de la línea; en la otra extremidad se conecta una de las fases de la fuente monofásica sobre una de las fases de la línea. El retorno de la corriente es por tierra Para la medición se utilizan la misma fuente y equipos de medida que se emplean en la medición de la impedancia directa Se miden tensiones, corrientes y ángulos de desfasaje.

174 CERTIFICADOS CALIBRACION CERTIFICADOS DE CALIBRACION DE EQUIPOS UTILIZADOS

175

176 Model : 115 Serie : Date Calibration : 21/07/10 Valid Until : 21/07/11

177 CERTIFICATE OF CALIBRATION ISSUED BY CONNEMARA ELECTRONICS BEHA GmbH WERKSBESCHEINIGUNG AUSGESTEUT DUBCH CONNEMARA ELECTRONICS BEHA GmbH UNITEST CHB37 Serial Nº Valid : JUNE, Connemara Electronics Beha Gmbh Carrigaline Branch Industrial Park, Carrigaline, Co Cork. Tel. (021) Tlx CONM EI Fax (021) Connemara Electronics Beha Gmbh Carrigaline Branch Industrial Park, Carrigaline, Co Cork. Tel. (021) Tlx CONM EI Fax (021) CH. BEHA GmbH, Technische Neuentwicklungen Postfach 40, D GLOTTERTAL/Germany Tel. (07684) , Fax (07684) Telec beha d. This Instruments has been calibrated and tested using equipment which itself has been checked and calibrated to standars traceable to International Standard monitored by N.B.S. (National Bureau o Standards) USA and to N.P.L (UK) (National Physics Laboratory). This Instruments is fully guaranteed against manufacturing detect for a perlod of one year from date of purchase. Dieses Gerat wurde mit einer durch das N.B.S. (National Bureau of Standards) USA and N.P.I. (UK). (National Physics Laboratory) Oberwachten, nach Internationalen Standards geelchten and geprunen Ausrustung kallbrlert und getestet. Wir gewahren eine 12-monatige Garantle gegen Hertellungstehier, gultig ab Kaufdalum. Beha Producs are manufactured, tested and distributed in compliance with ISO 9000/EN Quality Management Systems. The techincal requeriments of IS/ISO 9000/EN Series of standars are identical to the following national standards harmonised with ISO 9000/EN Beha Producs are manufactured, tested and distributed in compliance with ISO 9000/EN Quality Management Systems. The techincal requeriments of IS/ISO 9000/EN Series of standars are identical to the following national standards harmonised with ISO 9000/EN