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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA

"IMPLEMENTACION DEL SISTEMA DE TELEMETRÍA DE LOS

PARÁMETROS ELÉCTRICOS DE LA SUBESTACIÓN MULALÓ;

MONITOREO Y MANDO REMOTO DEL EQUIPO DE MANIOBRA

MEDIANTE LABVIEW 6.1."

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE

INGENIERO EN ELECTRÓNICA Y CONTROL

VÍCTOR MANUEL ZUÑIGA ECHEVERRÍA

DIRECTOR: ING. GERMÁN CASTRO MACANCELA

Quito, marzo de 2004

DECLARACIÓN

Yo, Víctor Manuel Zúñiga Echeverría, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de miautoría, que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y quehe consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Escuela Politécnica Nacional, puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo,según lo establecido por la Ley, Reglamento de Propiedad Intelectual y por la normaíividadinstitucional vigente.

CERTIFICACIÓN

Certifico que .el presente trabajo fue desarrollado por Víctor Manuel Zúñiga Echeverría, bajo misupervisión.'

^DIRECTOR EÉ^OYECÉQ.

r*

AGRADECIMIENTO

Agradezco'a todas aquellas personas que me brindaron su ayuday- colaboraron con información valiosa para la culminación deeste proyecto.

Al 'Ingeniero . Germán Castro por su colaboración en larealdzaco*ón 'del: presente traba j-o.

-&

T'-''--"^'- ' .' • ' - - ' ' -- . '." '•'.••**?

V -** -*ÍJ-,v*í* -

DEDICATORIA

A Dios por permitirme comprender y conocer las cosas másimportantes e n . m i vida . ' , . - . • *A mis padres quienes con su cariño r aP°yo y -comprensiónfortalecieron mi espíritu e hicieron más fácil el camino paraculminar mi carrera .

CONTENIDO

CAPITULO 1

1. ASPECTOS GENERALES DE LOS SUBSISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN 1

1.1 INTRODUCCIÓN....,,,,....,..,,., ..„„ 1

1.2 ESTACIONES TRANSFORMADORAS Y DISTRIBUID ORAS 2

1.2.1. GENERALIDADES, 2

1.2.2. CLASIFICACIÓN DE LAS ESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN Y DE

DISTRIBUCIÓN ........................... 3

1.2.3. TENSIONES DE SERVICIO. 4

1.2.4. EL SUBSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN .....5

1.2.4.1. Subcircuitos de Transmisión..... 7

1.2.4.1.1. Subcircuitos de transmisión radiales.,.,............................................... 7

1.2.4.2. Las Subestaciones de Transformación 8

1.2.4.3. Red Primaria de Distribución (Circuitos Primarios). 8

1.2.4.4. Casetas o Cabinas de Transformación...................................................... 8

1.2.4.5. Red Secundaria de Distribución (Circuitos Secundarios). 8

1.2.4.6. Acometidas De Abonados 9

1.3 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.. ........9

1.3.1. APARAMENTA ELÉCTRICA 9

1.3.2. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA APARAMENTA 10

1.3.2.1. Valores característicos .....10

1.3.2.2. Características nominales de los aparatos....................................... ...10

1.3.2.3. Tensiones nominales de los elementos.,.,,.,.,.,..,.,...., , ..11

1.4 LA ESTACIÓN MULALÓ ....11

1.4.1. DISPOSICIÓN FÍSICA DE LOS ELEMENTOS DÉLA SUBESTACIÓN. .12

1.4.2. ELEMENTOS BÁSICOS DE LA SUBESTACIÓN MULALÓ 14

1.4.2.1. Transformadores........................ ...14

1.4.2.2. Seccionadores...... ......17

1.4.2.3. Interruptores ...18

1.4.2.4. Disyuntores de Hexafluoruro de Azufre (SFg).... 19

1.4.2.5. Relés de Protección ......20

1.4.2.5.1. Características de los Relés de Protección .......22

1.4.2.5.2. Clasificación de los relés de protección 22

1.4.3. ESTACIONES BLINDADAS DE GAS SF6. 23

1.4.4. CELDAS DE DISTRIBUCIÓN A NIVEL DE 1378KV. 27

1.4.5. DIAGRAMAUMFJLARDE CONEXIONES ....30

1.5 MODERNIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN MULALÓ. ....35

1.5.1. PARÁMETROS AMONITOREAR.... .....35

CAPITULO 2

2. ADQUISICIÓN DE DATOS Y SISTEMA DE

TELEMETRÍA EN LA SUBESTACIÓN MULALÓ 39

2.1. ASPECTOS GENERALES DE LOS SISTEMAS DE SUPERVISIÓN 39

2.1.1. PROCESOS CONTINUOS Y PROCESOS DISCRETOS .........40

2.1.2. SISTEMAS EN TIEMPO REAL 40

2.1.3. TELEMETRÍA 42

2.1.4. SISTEMA DE SUPERVISIÓN 42

2.1.5. CONTROL 43

2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA SCADA.. .....43

2.2.1. CONSTITUCIÓN DE LA ESTACIÓN REMOTA MULALÓ ,46

2.3 ADQUISICIÓN DE DATOS DE LA SUBESTACIÓN MULALÓ. ..49

2.3.1. DIAGRAMA GENERAL DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS..

49

2.3.2. ADQUISICIÓN DE LOS PARÁMETROS ELÉCTRICOS DE LÍNEA.......49

2.3.2.1. Voltajes De Línea ..51

2.3.2.2. Corrientes De Línea 52

2.3.2.3. Medición de Potencia Activa, Potencia Reactiva y Factor de Potencia. ...56

2.3.3. ANALIZADOR DE REDES ELÉCTRICAS CVM. 56

2.3.3.1. Requerimientos del analizador de redes. ...57

2.3.4. ADQUISICIÓN DE SEÑALES DISCRETAS (ON/OFF) 58

2.3.4.1. Estado de interruptores de potencia y seccionadores 58

I I I

2.3.4.2. Puestas aTierra de Líneas 61

2.3.4.3. Señales de Estado de los Elementos de Corte de la Subestación 61

2.3.4.4. Accionamiento de interruptores de potencia ., 62

2.3.5. ANÁLISIS DE LAS SEÑALES DE ALARMAS.......... ...64

2.3.5.1. Alarmas a nivel de 69KV.- .......... .........64

2.3.5.1.1. Alarma de Baja Presión de Gas .....65

2.3.5.1.2. Falla de alimentación de VCD 69KV. .......66

2.3.5.1.3. Falla Motor Interi~uptor-Seccionador. 66

2.3.5.1.4. Falla de sobrecogiente. 67

2.3.5.2. Alarmas a Nivel del 3.8KV 68

2.3.5.2.1. Falla de alimentación de VCD 13.8kV 68

2.3.5.2.2. Falla Sobrecogiente 13.SkV ....70

2.3.5.2.3. Falla alimentación VCA... 70

2.3.5.2.4. Operación de relé de Frecuencia 70

2.3.5.3. Alarmas Producidas en el Transformador. 71

2.3.5.3.1. Falla en el sistema de refrigeración. ......73

2.3.5.3.2. Sobretemperatura del transformador. , 73

2.3.5.3.3. Falla del transformador 73

2.3.5.3.4. Nivel de aceite en el transformador. .................„,..,...,..,.,.„.,.,.. 74

2.3.5 A. Acondicionamiento délas Señales de Alarma 74

2.3.6. SEÑALES ANALÓGICAS. 75

2.3.6.1. Temperaturas ..75

2.3.6.2. Presiones ..75

2.4 SISTEMA DE COMUNICACIONES.. .....76

2.4.1. PROTOCOLO DE COMUNICACIÓN MODBUS 76

2.4.1.1. Modos de transmisión serial ................78

2.4.1.2. Descripción de la estructura de la trama del mensaje Modbus ....79

2.4.1.2.1. El campo de la dirección del dispositivo esclavo 80

2.4.1.2.2. El campo de la función 80

2.4.1.2.3. El campo de datos 81

2.4.1.2.4. El campo de chequeos de errores 82

2.4.1.3. Transmisión Serial en Modbus......... ...............................83

2.4.1.3.1. El algoritmo de detección de errores CRC 84

IV

2.4.1.4. Código de Funciones Modbus .85

2.4.1.4.1. Función 01: Lectura de estados de bobinas.- ......86

2.4.1.4.2. Función 02.-Lectura de im grupo de entrada. , 87

2.4.1.4.3. Función 03, 04: Lectura de nn valor desde -uno a nías registros de

memoria. 88

2.4.1.4.4. Función 05: Forzar bobinas simples. 89

2.4.1.5. Respuestas de excepción 90

2.4.2. CONSTITUCIÓN EIMPLEMENTACIÓN DE LA RED DE CVM'S 91

2.4.2.1. Interfaz Serial RS-232C ....93

2.4.2.2. Interfaz Serial RS-485 ......93

2.4.2.3. ConversorRS-232/RS-485..., ..94

2.4.2.4. Descripción de los puertos RS-232 94

2.4.2.5. Descripción de los puertos RS-485.-... ..........,....,.,,.,..,....,....,.,...,.......96

2.4.3. EL CONTROLADORLÓGICO PROGRAMABLE (PLC) .....97

2.4.3.1. Localidades de Memorias ,......, 97

2.4.3.2. Programación del PLC .,..,.,,.,..,.,.,............99

2.4.3.3. Módulos del Controlador Lógico. 100

2.4.3.4. Especificaciones Técnicas de los Módulos del PLC 100

2.4.3.4.1. Especificaciones de la CPU: ,.,,.,.....,.....101

2.4.3.4.2. Especificaciones de los módulos digitales de entrada DC: 101

2.4.3.4.3. Especificaciones de los madulos digitales de salida DC:................. 101

2.4.3.4.4. Especificaciones del módulo de comunicación DCM-COM: .101

2.5 SISTEMA DE ENLACE 102

2.5.1. MODULO DE COMUNICACIÓN DCM-COM 103

2.5.2. EL RADIO MÓDEM........ 104

2.5.2.1. Velocidad de Transmisión 105

2.5.2.2. Potencia del Radio Módem.. 105

2.5.2.3. El Radio MódemMRT de Circutor 107

2.5.2.4. Cobertura del MRT 108

2.5.2.5. Tipo de Antena para el MRT y Cables de Comunicación 108

2.5.3. CONEXIONADO ENTRE EL PLC Y EL MRT ............110

2.5.3.1. Descripción del puerto de comunicaciones delDCM 110

2.5.3.2. Descripción del Puerto de Comunicación RS-232 del MRT. 111

2.6 CENTRO DE CONTROL EL CALVARIO .......112

CAPITULO 3

3. SUPERVISIÓN Y MANDO DE LA SUBESTACIÓN

MULALO 114

3.1 INTRODUCCIÓN.. , .. ....114

3.2 LABVffiWó.l 115

3.2.1. ARQUITECTURA DE LABVffiW 6.1. .....115

3.3 MÓDULO LABVffiW DSC DE CONTROL SUPERVISORIO Y DE

REGISTRO DE DATOS ...117

3.3.1. ARQUITECTURA DEL LABVIEW DSC..... 117

3.3.2. TAG ENGINE 118

3.3.2.1. LosTags........................ 119

3.3.2.2. Archivos SCF 119

3.3.3. BASE DE DATOS CITADEL 119

3.3.3.1. Archivos de la Base de Datos CITADEL 121

3.4 MODULO OPCSERVERS DE NATIONAL 1NSTRUMENT 122

3.4.1. APLICACIONES CLIENTE-SERVIDOREN LABVJEW DSC ..122

3.4.2. APLICACIONES CLIENTES. ..................122

3.4.3. SERVIDORES 122

3.4.4. OPC (OLE PARA PROCESOS DE CONTROL) .123

3.4.4.1. Servidores OPC .......124

3.4.5. LOOKOUTPROTOCOLDRIVES OPC SERVER. ......125

3.4.6. AMBIENTE DE PROGRAMACIÓN LABVffiW DSC..... .................126

3.4.6.1. COMPONENTES DE APLICACIONES EN LABVTBW 126

3.4.6.2. El Panel Frontal .....126

3.4.6.3. El Diagrama de Bloques...... 127

3.4.6.3,1. Tenmnales. 127

3.4.6.4. El Icono Conector 128

3.4.7. ELEMENTOS DE PROGRAMACIÓN.. 128

3.4.7.1. La Barra Principal de Herramientas. 128

VI

3.4.7.2. La Paleta de Herramientas.. 129

3.4.7.3. La Paleta de Control... ....130

3.4.7.4. LaPaleta de Funciones........ .131

3.5 DESARROLLO DE LA APLICACIÓN ...132

3.5.1. CONFIGURACIÓN DEL LPD. 132

3.5.2. EL EDITOR DE TAGS 134

3.5.2.1. Configuración de Tags 137

3.5.3. APLICACIONES CLIENTE 140

3.5.3.1. ElHMEWizard..... .........140

3.5.3.2. El Panel Wizard. 140

3.5.4. RECUPERACIÓN DE DATOS,. EVENTOS Y ALARMAS........ 141

3.5.5. IMPLEMENTACIÓN DEL ACCESO DE PERSONAL 143

CAPITULO 4

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 145

4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS 145

4.2 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES....... 147

MANUAL DE USUARIO

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

ANEXOS

ANEXO A: Características constitutivas de los GIS. Diagramas Eléctricos existentes

ANEXO B; Características Técnicas de los Equipos

ANEXO C: Programación Ladder del Controlador Lógico Programable.

ANEXO D: Diagramas Eléctricos del Sistema de Telemetría.

RESUMEN.

El presente trabajo tiene como principal objetivo la ¡mplementación de un sistema de

transmisión de datos en la Subestación Muíalo, que permita el monitoreo de los

parámetros eléctricos, que se encuentran presentes tanto en los alimentadores de

distribución a nivel de 13,8kV, como en las estaciones blindadas de interconexión a

69kV. La ¡nterfaz HMl utilizada para la presentación de este trabajo, será

desarrollada en LabVIEW 6.1, Este sistema de telemetría, permitirá recolectar los

datos pertenecientes a los parámetros eléctricos; visualizar su valor en un

computador remoto, realizar la actualización de los parámetros eléctricos en tiempo

real, guardar y obtener la información del sistema en la base de datos CITADEL.

De igual manera se supervisará, el estado de los elementos de corte, tales como

disyuntores, interruptores de potencia, seccionadores de acoplamiento y

seccionadores de puesta a tierra; y el estado de las luces indicadoras del panel de

alarmas existente en la subestación.

El sistema también permitirá realizar el mando remoto (operaciones de cierre y

apertura) de ios disyuntores de las estaciones de interconexión e interruptores de

potencia de los alimentadores primarios de distribución.

Para cumplir los objetivos antes mencionados, se ha tomado en cuenta la

distribución de la aparamenta eléctrica de la subestación, las características técnicas

de los dispositivos de medida y de protección existentes en la subestación; y los

requerimientos del equipo a instalarse en la subestación.

La telemetría de los datos obtenidos en la subestación, se realiza mediante un

sistema de transmisión basado en radio-enlaces, pues debido a la ubicación

geográfica del lugar, este medio de transmisión proporciona una mayor factibilidad de

utilización.

En la medición de los parámetros eléctricos, se utilizará ocho medidores de energía

digitales (CVM's), que serán acoplados al sistema de medición y protección, ya

existentes en la subestación, tratando de alterar lo menos posible el conexionado de

las celdas. Estos medidores tomarán las señales de voltaje y corriente trifásicas

provenientes cada uno de los alimentadores de distribución de la subestación,

acoplándolos al sistema de medición y protección ya existente en la subestación.

Estarán dotados además, de comunicación serial, que permita a los medidores

conectarlos en red bajo el protocolo de comunicación Modbus, Los datos

provenientes de los CVM's serán recopilados, tratados y ordenados en un PLC, el

cual hace la función de elemento maestro de dicha red. El PLC estará equipado con

un módulo de comunicación adicional, empleado para el enlace con la estación

remota.

PRESENTACIÓN

El trabajo se ha dividido en cuatro capítulos para su presentación. En la primera

parte se describe, en forma general, la distribución en alta tensión y de manera

particular, los elementos de los que está constituida la subestación Muíalo. Además

se presenta una descripción de los parámetros eléctricos y elementos de la

subestación a supervisar para llegar a una modernización del sistema actual.

^

En el segundo capitulo de este trabajo, se exponen las condiciones, criterios y la

manera en que se realiza el conexionado del equipo auxiliar que se instala en el

tablero de control construido para este fin. Además se expone los fundamentos del

protocolo de comunicación utilizado por la red de CVM's y se detalla las funciones y

elementos de los que está constituido el sistema de comunicación y telemetría.

La tercera parte, corresponde a la descripción de las pantallas del sistema de

supervisión y su desarrollado en LabVIEW 6.1. Se describe también el módulo

adicional de "Supervisión y Control", la manera en que este permite desarrollar

aplicaciones de adquisición de datos y el modo en que interactúa con la base de

datos CITADEL de la National Instruments.

En el cuarto capítulo se realiza el análisis de los resultados obtenidos y se define las

conclusiones obtenidas en la elaboración de este trabajo.

Finalmente, a manera de anexo se presentan el Manual de Usuario del HMI, las

características técnicas de los equipos, los píanos de conexionado y la programación

del controlador lógico programable.

CAPITULO 1

1. ASPECTOS GENERALES DE LOS SUBSISTEMAS DEDISTRIBUCIÓN.

1.1 INTRODUCCIÓN.

En la actualidad, las empresas de distribución de energía eléctrica tienen la

creciente necesidad de centralizar el control de todos los elementos que

conforman su sistema y la información procedente de las subestaciones y redes

de distribución que cubren extensos territorios. AI obtener de manera rápida sus

datos y parámetros, les permiten realizar estudios adecuados de planificación,

optimizando la operación del sistema logrando un mejor servicio y una mayor

competitividad.

El avance de la tecnología en los últimos años, dentro del desarrollo de los

dispositivos electrónicos ya sea de control, de comunicación y/o sistemas

computacionales, ha permitido implementar sistemas de supervisión en tiempo

real, en casi todas las áreas de la industria. En el Ecuador, la falta de

modernización tecnológica de las empresas eléctricas, hace que el manejo de los

sistemas de energía, tanto a nivel de subtransmisión como a nivel de distribución,

pierda competitividad y eficiencia frente a las exigencias de las actuales y

modernas compañías de electrificación. Resulta necesario implementar un

Sistema Integrado, entre las tareas de supervisión y los de control, que brinden

seguridad y alto rendimiento en los procesos de generación y distribución de

energía.

La implementación de un sistema de supervisión y control en el sistema de

transmisión y al nivel primario de distribución, sirve de gran ayuda en la

localización y aislamiento de fallas, en la restauración del servicio, en el control de

líneas, en la toma de decisiones en el momento de una falla, etc.; pues permite

una rápida operación remota o automática de los equipos del sistema, tales como

interruptores de potencia, disyuntores, seccionadores, cambios de Tabs en

transformadores, conexión y desconexión de bancos de condensadores, etc. Otra

herramienta de gran utilidad es la recolección de datos para la planificación,

estimación, servicio al cliente y propósitos de facturación; cálculos de producción

y de balanceo de carga, etc. Todas estas actividades apuntan a minimizar los

costos de producción, evitar pérdidas por transmisión, prevenir sobrecargas y

failas en el funcionamiento del sistema y mejorar la eficiencia del mismo.

1.2 ESTACIONES TRANSFORMADORAS Y DISTRIBUIDORAS.1

1.2.1. GENERALIDADES.

Debido a que la comente en las líneas de transporte, es mayor a menor voltaje, y

resulta más costoso llevar la energía eléctrica hacia los lugares de consumo a

bajas tensiones, es necesario elevar el voltaje que las generadoras proporcionan

a valores mas elevados, en el orden de las decenas o centenas de kilovoltios.

Esto por lo general se lo realiza en una instalación anexa a la central que se

denomina estación o subcentral transformadora primaría (E.T.I.), para luego

proceder a su distribución por regiones de consumo, mediante las denominadas

estaciones distribuidoras o subcentrales distribuidoras. Algunas veces, se

interconectan varias centrales entre sí, por medio de estaciones de interconexión.

Las líneas de transporte, a muy alta tensión (230kV y 138kV), conducen la

1 Estaciones de Transformación, José Ramírez Vásquez

energía eléctrica hasta puntos adecuados en las regiones de suministros de

energía, en donde, en las llamadas subestaciones transformadoras secundarías,

se baja la alta tensión de transporte hasta la tensión media utilizada en las redes

de subtransmisión de la región (69kV). Finalmente, en los lugares propios de

consumo como los distintos sectores residenciales, o el alumbrado público de un

pueblo, etc., se instalan las estaciones transformadoras terciarías, en las que el

valor de tensión, se rebaja hasta el valor nominal prescrito para la alimentación de

los aparatos consumidores (motores, lámparas, etc.). En muchos de los casos se

precisarán estaciones distribuidoras, solas o asociadas con los correspondientes

centros de transformación. Así pues, una subestación eléctrica puede ser a la vez

una estación transformadora, una estación de distribución y una estación de

interconexión o solamente una de ellas, pues no existe una separación concreta

entre ellas, ya que en un mismo punto pueden realizarse varias misiones.

1.2.2. CLASIFICACIÓN DE LAS ESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN Y DEDISTRIBUCIÓN.

Debido a la importancia dentro del sistema eléctrico las estaciones de

Transformación y Distribución pueden clasificarse como:

• Subcentrales, o conjunto de elementos de transformación y de distribución,

destinados a transformar la tensión de una o varias centrales eléctricas en

la tensión de transporte y a distribuir la energía correspondiente.

* Estaciones de interconexión, que aseguran la unión entre líneas de

transporte a alta tensión ya sea en forma directa o por medio de

transformadores si las líneas de transporte tienen diferentes tensiones de

servicio.

* Subestaciones o estaciones principales, en las que se realiza la

transformación intermedia de la tensión de transporte a la tensión de la red

distribuidora, lado de alta tensión, cuya energía transformada se envía al

sistema eléctrico por medio de varias líneas de alimentación.

• Estaciones de distribución o estaciones de seccionamiento en las que la

energía recibida se distribuye a los puntos de consumo.

• Casetas transformadoras, que alimentan a las redes distribuidoras de baja

tensión de los abonados.

A su vez, las estaciones transformadoras pueden ser;

• Estaciones elevadoras, si la tensión de salida es más elevada que la

tensión de entrada.

• Estaciones redactaras, si la tensión de salida es menos elevada que la

tensión de entrada.

Casi siempre las subcentrales son estaciones elevadoras, mientras que las

subestaciones son estaciones reductoras.

Por la forma de montaje las estaciones transformadoras y de distribución pueden

ser;

• Estaciones interiores si los elementos que las constituyen están instalados

en el interior de edificios apropiados.

• Estaciones exteriores o a la intemperie, si los elementos constituyentes

están instalados al aire libre.

Se llama en general, sistema eléctrico de potencia, al conjunto formado por las

centrales generadoras y las subcentrales, estaciones, líneas de transporte y

líneas de distribución.

1.2.3. TENSIONES DE SERVICIO.

La tensión de servicio en una red no permanece constante sino que varia de

acuerdo con las condiciones de funcionamiento del sistema eléctrico. Sin

embargo estas variaciones deben mantenerse dentro de los límites establecidos

por las características de aislamiento de los equipos, para evitar la aparición de

defectos de aislamiento. Debido a ello, los equipos que constituyen las estaciones

son fabricados para una determinada tensión nominal y para una tensión máxima

de servicio.

En el Ecuador el Sistema Nacional de Transmisión (SNT), esta conformado por un

anillo de 230kV con líneas de doble circuito que unen varias subestaciones de la

Costa y la región centro-norte del país. Del anillo troncal de transmisión de 230kV

se derivan líneas radiales de 138kV y 69kV, para enlazar los principales centros

de generación y de consumo del país. Existen además estaciones de distribución

que operan a tensiones de 46kV y 34,5kV. Las variaciones de voltajes en las

barras de entrega permitidas en nuestro país, son de 5% para 230kV y 138kV y

del 3% para 69, 46 y 34,5kV.

Para la distribución a las diferentes zonas pobladas y de alumbrado público, los

transformadores de distribución trabajan por lo general a 13.8kV para finalmente

llegar a los abonados a una tensión de 120V o 240V.

1.2.4. EL SUBSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN.

El subsistema de distribución comprende todos los elementos de una explotación

de energía eléctrica comprendidos entre los centros de energía disponible y las

acometidas a los abonados, cuya principal función es tomar la energía eléctrica

del centro de producción o de distribución y distribuirla hasta los abonados, a los

niveles de tensión y en las condiciones de regularidad exigidas por los diferentes

tipos de usuarios.

De las centrales generadoras, como por ejemplo Paute, Agoyán, etc., salen las

líneas de transporte (230kV y 138kV) que alimentan al sistema de transmisión de

energía y llegan a los subcentros transformadores de distribución, que

constituyen el anillo radial de transmisión. El subsistema de distribución esta

constituido por las siguientes partes; los circuitos de subtransmisión, las

subestaciones transformadoras, la red primaria de distribución (o circuitos

primarios), las casetas o cabinas de transformación, los circuitos secundarios o

red secundaria de distribución y las acometidas de los abonados (Fig. 1.1.).

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1.2.4.1. Circuitos deSubtransmisión.

El circuito de subtransmisión o subcircuitos de transmisión se refiere a todos los

elementos componentes de una línea de transmisión encargadas de transportar la

energía desde los centros de generación (central generadora, subcentral de

transformación, etc.) a las subestaciones transformadoras. Las tensiones a nivel

de subtransmisión, están comprendidas entre 15KV y 69KV; cuando trabajan a

mayores voltajes, se les considera generalmente como líneas de transporte. Los

circuitos de subtransmisión pueden ser radiales, en anillo y mallados.

En nuestro país, los sistemas de subtransmisión radiales son las más empleados,

por ser económicas, sin embargo tiene como desventaja que, en caso de avería,

queda interrumpida una amplia zona de servicio.

1.2.4.1.1. Circuitos de Subfransmisión radiales.

En la figura 1.2. se muestra un esquema de un subcircuito de transmisión radial-

anillo, cada subcircuito de transmisión sirve como alimentación normal de cierto

número de subestaciones y de otras varias más, considerando las de reserva y

que entran en funcionamiento en caso de emergencia.

Subestacionestransformadoras

Fig, 1.2. Esquema de un circuito de sub-transmisión radial-anillo.

1.2.4.2. Las Subestaciones de Transformación.

Por lo general, las subestaciones eléctricas de transformación, se encuentran

ubicados en lugares alejados de la población, por razones de seguridad. Su

principal función es la de transformar el nivel de voltaje, ya sea para alimentar a

una red de subtransmisión, o para proveer energía a la red primaria de

distribución.

1.2.4.3. Red Primaria de Distribución (Circuitos Primarios).

La red primaria de distribución toma ia energía de las barras de baja tensión de la

subestación transformadora y la reparte a los primarios de los transformadores de

distribución, situados en las casetas o cabinas transformadoras. Según los casos,

estas redes trabajan a tensiones entre 6KV y 45KV y suministran la carga a una

zona geográfica bien definida. Por lo general estas redes primarias tienen una

configuración radial ramificada.

1.2.4.4. Casetas o Cabinas de Transformación.

En las casetas de transformación, se transforma la tensión de la energía

procedente de la red primaria de distribución (13.8KV) a la tensión de servicio de

los abonados (120V o 240V). Los transformadores instalados en estas casetas se

denominan transformadores de distribución. Estas casetas pueden ser aéreas,

montadas generalmente sobre postes situados en las proximidades de los

abonados o subterráneas, instaladas en pozos o túneles.

1.2.4.5. Red Secundaria de Distribución (Circuitos Secundarios).

La red secundaria funciona a la tensión de servicio de los abonados y está

comprendida entre las casetas de transformación y las acometidas de los

usuarios. Al igual que la red primaria, la red secundaria de distribución puede

realizarse ramificada en anillo o mallada para repartir la energía a baja tensión, a

lo largo de las calles.

1.2.4.6. Acometidas de Abonados.

Las acometidas a los usuarios comprenden las líneas que van desde las cajas de

distribución montadas en los postes de alumbrado público, hasta los interruptores

de entrada de los abonados.

Cuando la red de corriente alterna de baja tensión (red secundaria) alimenta a

zonas muy pobladas, los cables que constituyen la red primaria de distribución

llegan directamente hasta las cámaras transformadoras, situadas ya en el propio

local de los abonados, por lo general, subterráneas bajo las aceras, como es el

caso de las industrias cuyo consumo es mayor a 100KVA.

1.3 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.

Se define a la subestación eléctrica como el conjunto de elementos dispuestos en

un nodo de un sistema eléctrico de potencia, que permiten el control de flujo de

energía, transfiriéndola hacia los alimentadores de la red de distribución para

suministrar el sen/icio eléctrico, con la ayuda de aparatos de maniobra

(interruptores, disyuntores, seccionadores, etc.) adecuados, brindando seguridad

al sistema eléctrico y al personal de operación y mantenimiento.

Los equipos de patio tales como disyuntores, transformadores, las torres de

sujeción, el pararrayos, las celdas de seccionamiento, etc., que constituyen el

parque eléctrico de la subestación, se encuentran debidamente montadas y

distribuidas, es decir, la disposición física de los elementos, debe cumplir las

distancias mínimas en el aire y de seguridad, que son permitidas por las

diferentes normas que rigen en el servicio eléctrico.

1.3.1. APARAMENTA ELÉCTRICA.

La aparamenta eléctrica constituyen todos los aparatos, dispositivos de

maniobra, de seguridad, equipo de control, resistencias, reóstatos, equipos de

arranque, aparatos de medida, de supervisión y registro, elementos de protección,

10

etc., así como los accesorios de canalización utilizados en las instalaciones

eléctricas.

Al conjunto de aparatos alimentados en corriente alterna por tensiones superiores

a los 1000V se les denomina aparamenta eléctrica de alto voltaje. Dentro de esta

definición se encuentran los aparatos de corte, aparatos de conexión y

desconexión, destinados a asegurar la continuidad o discontinuidad de los

circuitos eléctricos de alta tensión.

1.3.2. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA APARAMENTA2.

1.3.2.1. Valores característicos.

Las condiciones de funcionamiento de los aparatos están definidas por un cierto

número de valores característicos. Se llama valores característicos de un aparato

con relación a una cualidad determinada, a los valores de las magnitudes que

definen al aparato con relación a esta cualidad. La cualidad (o calidad) puede

definirse por varias magnitudes. Por ejemplo, La cualidad de aparatos, con

relación a la comente que puede soportar indefinidamente sin calentamiento

perjudicial, se define no solamente por el valor de corriente que puede soportar,

sino también por la naturaleza y la frecuencia de la corriente para la cual está

previsto y por las condiciones de refrigeración propuestas para su empleo.

1.3.2.2. Características nominales de los aparatos.

Son los valores normales de los parámetros eléctricos o mecánicos con los que

trabaja un dispositivo. Las principales características nominales son:

• Las tensiones nominales de sus circuitos principales y, eventualmente de sus

circuitos auxiliares.

• Los servicios nominales de corriente y las corrientes nominales

correspondientes de sus circuitos principales.

Estaciones de Transformación y Distribución, José Ramírez Vásquez.

11

• Su poder o potencia de ruptura nominales,

• Su poder o capacidad de conexión nominales.

• Las sobreintensidades admisibles nominales que puede soportar sus circuitos

principales.

1.3.2.3. Tensiones nominales de los elementos.

La tensión nominal de un aparato es el valor de tensión para condiciones de

funcionamiento en caso de ruptura o cierre de la corriente. Los aparatos de corte

se designan para dos tipos de tensiones nominales que son:

• La tensión nominal más elevada, que es la tensión eficaz, en servicio normal,

más elevada de la red, para la cual está diseñado el aparato.

• La tensión nominal más baja, que corresponde a la tensión nominal de la red,

para la cual está diseñado el aparato. Para los seccionadores, al no estar

diseñados para la desconexión con carga, esta designación carece de

importancia y únicamente les concierne la primera.

1.4 LA ESTACIÓN MUÍALO.

La subestación de Muíalo es un centro de distribución e interconexión, ubicada

aproximadamente a unos 20 Kilómetros en dirección norte de la ciudad de

Latacunga. Esta constituida por dos patios de maniobra, el primer patio

comprende parte del sistema de transmisión, perteneciente a la empresa

TRANSELECTRIC S.A. y al que llegan las líneas del sistema de transmisión del

anillo radial de 138KV. En este patio se encuentra instalado un autotransformador

de potencia que reduce el nivel de tensión de 138RV a 69kV, de cuyos tabs

secundarios se toma la alimentación al segundo patio de la subestación de

transformación de Muíalo.

El segundo patio de transformación constituye una de las seis estaciones

transformadoras de distribución, que pertenece a la Empresa Eléctrica Provincial

12

Cotopaxi ELEPCO S.A. Dentro del subsistema de distribución, la subestación

Muíalo comprende el circuito de subtransmisión (69kV), la estación de

transformación y la red primaria de distribución. Su función específica en el

sistema eléctrico de potencia es la de interconexión al subsistema de transmisión

radial a nivel de 69KV con las subestaciones subsiguientes que son San Rafael y

Lasso; así como la transformación del nivel de tensión (69kV a 13,8kV) para la

alimentación a la red primaria de distribución.

1.4.1. DISPOSICIÓN FÍSICA DE LOS ELEMENTOS DE LA SUBESTACIÓN.

La disposición física del equipo que conforma el segundo patio de la subestación,

se muestra en el diagrama de la figura 1.3. y está constituido por tres disyuntores

blindados de gas SF6l denominados grupos GIS SF6, el transformador de potencia

y las celdas seccionadoras como se describen a continuación:

- Grupo disyuntor GIS San Rafael: constituye el GIS de entrada por el cual

ingresa las líneas de 69KV de TRANSELECTRIC que alimenta a las seis

subestaciones de la empresa eléctrica ELEPCO, Realiza la interconexión de la

Subestación San Rafael al sistema radial de 69kV.

- Grupo disyuntor GIS Lasso: realiza la interconexión de la subestación Lasso al

subsistema de transmisión radial de 69kV.

- Grupo disyuntor GIS Muíalo: alimenta a los circuitos primarios de distribución

de la Estación local Muíalo.

- El transformador de potencia TR: de relación (69kV / 13.8kV), el cual se

encuentra físicamente acoplado al GIS Muíalo.

- Las cabinas de seccionamiento: montadas sobre una base de concreto se

encuentran los cubículos de conexión de 13.8kV para intemperie.

La distribución de las celdas o cabinas seccionadoras, vistas desde la parte

frontal y de izquierda a derecha es:

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- Cabina de reserva de energía y alimentación de DC,

- Cabina de servicios auxiliares,

- Cabina de P.T.'s y Barras,

- Celda de entrada

- Celdas de salida: de la quinta a la novena celda constituyen los alimentadores

primarios: Salida 1, Salida 2, Salida 3, Salida 4, Salida 5 respectivamente.

1.4.2. ELEMENTOS BÁSICOS BE LA SUBESTACIÓN MULALÓ.

En esta sección se detallará algunos elementos básicos que constituyen la

instalación de alto voltaje de la subestación Muíalo y que son de importancia para

este trabajo, tales como los transformadores, los grupos GIS y sus elementos de

corte: seccionadores y disyuntores; aparatos de protección, medición, supervisión

y registro, etc. Otros elementos que, sin dejar de ser importantes, no se estudiará

en detalle, son: los pararrayos, la malla de tierra, las líneas de transmisión, etc.

1.4.2.1. Transformadores.

Existen tres tipos de transformadores de acuerdo a su característica de

funcionamiento, que se utilizan en el segundo patio de la subestación Muíalo,

estos son: el transformador principal de potencia, el transformador de servicios

auxiliares y los transformadores de medida.

El Transformador de Potencia.

Todos los transformadores de potencia constan esencialmente de tres partes que

son: el núcleo de hierro, los arrollamientos, y los dispositivos de refrigeración. El

núcleo esta constituido por placas magnéticas de 0.35mm de espesor

aproximadamente, que se sujetan mediante una construcción de apriete de pocos

pernos. En los transformadores de gran potencia existen canales de refrigeración

en el núcleo con el objeto de evacuar el calor debido a las pérdidas eléctricas.

15

Los arrollamientos pueden estar constituidos por conductores de sección circular

o sección rectangular. Los primeros, están constituidos por bobinas sueltas de

varias capas, arrolladas sobre un cilindro común de papel duro, como soporte.

Los arrollamientos con hilo de sección circular, se aplican a los devanados de alta

tensión de los pequeños transformadores de distribución. Los arrollamientos con

conductores de sección rectangular pueden ser: arrollamientos por capas en los

que el conductor se dispone alineado en filas a lo largo de todo el brazo, en una o

en dos capas. Entre las distintas capas se intercalan láminas aislantes o

distanciadores para constituir canales verticales de ventilación, este tipo de

arrollamiento se emplea en los devanados de baja tensión de pequeños

transformadores de distribución. Los arrollamientos en espiral, la sección total del

conductor esta subdividida en varios hilos aislados entre si y conectados en

paralelo en ambos extremos. En el proceso del devanado se retuercen los hilos

para evitar desequilibrios en la tensión inducida y reduciendo pérdidas

adicionales. Este tipo de arrollamiento se utiliza en devanados para grandes

intensidades, como ios devanados de baja tensión de los transformadores de gran

potencia.

La refrigeración del transformador del segundo patio de la subestación Muíalo, es

mediante aceite. Los arrollados del transformador, se encuentran sumergidos

dentro de un recipiente de aceite, el cual sirve de medio para la radiación del calor

producido por los arrollados hacia el medio exterior.

El transformador de potencia, reduce el nivel de voltaje de 69kV a 13.8kV, y

alimenta a la barra de distribución de los alimentadores primarios de la

subestación Muíalo. Tiene una potencia de 10/12.5 MVA con una impedancia del

7.5%. Posee un sistema de enfriamiento del tipo ON/OFF mediante dos motores

ventiladores ubicados en el elemento radiador del transformador. En el lado

posterior del transformador se encuentra montado el gabinete de control de

enfriamiento del transformador. Hasta este gabinete llegan las señales de control

procedentes de los elementos de protección del transformador como el indicador

de temperatura del aceite, el indicador de temperatura de los arrollamientos, el

indicador de nivel de aceite, el relé de sobrepresión súbita. De este gabinete, se

16

toma las señales que van conectadas al panel de alarmas ubicado en una de las

celdas de distribución de [a subestación.

Transformador de Servicios Auxiliares.

La subestación consta de un transformador de servicios auxiliares, que se

encuentra instalado en la segunda celda para 13.8RV, tiene una relación de

transformación de 13.8RV / 240V y realiza la función de suministrar voltaje AC

para distintas necesidades de la subestación como son;

- La iluminación y servicios de la caseta de control de ios operadores,

- La iluminación general del patio eléctrico y de los paneles de control de las

celdas y de las estaciones blindadas GIS.

- El suministro de energfa al rectificador monofásico de energía auxiliar, el cual

a su vez provee de energía a los motores de cierre y apertura de los

interruptores y seccionadores, a los paneles de control y de alarmas.

- La alimentación a los distintos elementos de protección, medición o registro,

de cada una de las cabinas y grupos GIS existentes.

Transformadores de Medida,

En instalaciones eléctricas de potencia, no es posible conectar directamente los

instrumentos de medida a las líneas de alta tensión, pues estos aparatos no están

diseñados para soportar grandes corrientes y/o altas tensiones, De ahí que las

mediciones se realicen por medio de pequeños transformadores de medida

intercalados entre los aparatos de medida y protección y las líneas de

transmisión, que rebajan la intensidad y/o la tensión a valores de trabajo

estandarizados para los aparatos e instrumentos.

Los Transformadores de Comente (TC), reducen las grandes intensidades que

existen en la línea de transmisión, a corrientes normalizadas de 5A¡ que alimentan

a los distintos instrumentos de medida. Al trabajar con TC3s hay que tener cuidado

de no dejar abiertos los secundarios del TC, pues la alta inducción que se

17

provocaría en el transformador, origina tensiones mortalmente peligrosas en los

bornes secundarios del bobinado, y calentamientos en el núcleo que podrían

quemar al transformador. Hay que tener muy en cuenta este punto al momento de

montar los equipos de medición, para evitar algún disparo no deseado que

provoque la apertura de ios disyuntores o interruptores de potencia.

Los transformadores de tensión (TP), sirven para rebajar las altas tensiones en

las instalaciones eléctricas avalores más bajos y normalizados.

1.4.2.2. Seccionadores.

Los seccionadores, desconectadores o separadores, son aparatos empleados

para unir o aislar de una red bajo tensión, una sección de línea o uno o varios

elementos o aparatos componentes de la instalación, con el fin de realizar

cualquier operación de mantenimiento o reparación. Las maniobras de conexión o

desconexión a la red, deben hacerse en vacío, es decir, sin carga en la

instalación, pues los seccionadores no están construidos para la desconexión del

circuito bajo carga, de esta manera, si se desconectara un seccionador a plena

carga, el arco que se formaría entre sus contactos dañaría seriamente al

elemento. Otra de las características importantes del seccionador es que el cierre

o apertura de este elemento debe ser de manera muy visible para que el operador

pueda observarlo.

Para realizar reparaciones o trabajos de mantenimiento, es necesario aterrizar la

sección de línea de alta tensión en reparación, previamente desconectada, y los

equipos conectados a ellas, con el fin de eliminar cargas estáticas o capacitivas

remanentes que puedan existir en las líneas. Para ello se utiliza los

Seccionadores de Puesta a Tierra, que son seccionadores que conectan las

líneas de alta tensión y el armazón de la aparamenta eléctrica de alto voltaje a

tierra.

18

Mando de los Seccionadores.

Para poder accionar los seccionadores de alta tensión en la subestación Muíalo,

se emplean dos tipos de mandos que son:

Mando mecánico a distancia, está constituido por mecanismos de biela y

manivela, y por un árbol de transmisión, provistos también de una unidad de

engranaje. Este tipo de mando se encuentra construido e implementado en los

seccionadores de aislamiento y en los seccionadores de puesta a tierra de los

grupos disyuntores GIS.

Mando a distancia por servomotor, lo constituye un motor eléctrico provisto con un

acople de reducción, el cual es accionado al alimentar una bobina de

enclavamiento. Se encuentran implementados en los seccionadores de

aislamiento de los GIS.

1.4.2.3. Interruptores.

Son aparatos de corte que permiten realizar las maniobras de cierre y apertura en

condiciones dadas de carga, de los circuitos alimentadores que se encuentran en

las celdas de salida. Su principal diferencia con los disyuntores o interruptores de

potencia, es que sus contactos no están diseñados para abrir o cerrar bajo

condiciones de cortocircuito. Por lo general, su capacidad de ruptura es, de dos a

tres veces mayor que la correspondiente a la intensidad nominal del interruptor.

Interruptores de vacío.

Son elementos de corte instalados en las celdas de salidas y destinados a la

maniobra y protección de los circuitos eléctricos de la red primaria de distribución.

Sus contactos se abren y cierran dentro de una cámara de vacío. Debido a que el

vacío resulta ser un excelente aislante, poseen una alta rigidez eléctrica que

ayuda a la extinción del arco eléctrico.

19

El cierre y apertura de los interruptores de potencia de los alimentadores

primarios se realiza mediante un mecanismo de resorte el cual se activa manual o

eléctricamente mediante bobinas de disparo.

1.4.2.4. Disyuntores de Hexafluoruro de Azufre (SF6).

Son dispositivos de corte destinados a interrumpir o establecer circuitos, tanto en

condiciones normales de carga, como en condiciones de cortocircuitos. Cuando

se realiza ia maniobra de apertura de un elemento de corte de potencia

considerable y por el cual circula una corriente, se produce un arco eléctrico entre

las piezas de contacto que produce desgaste en la superficie de los contactos y

provoca una elevación de la temperatura en el medio donde se manifiesta. Para

disminuir estos efectos y provocar la extinción del arco eléctrico en corriente

alterna, estos disyuntores están provistos de una cámara de ruptura en cuyo

interior se produce el cierre o apertura de los contactos del interruptor en un

medio que contiene gas SFe» que ayuda a desionizar rápidamente el arco

eléctrico.

El hexafluoruro de azufre es un gas incoloro, inodoro, no tóxico y no inflamable y

su utilización para la extinción del arco eléctrico en disyuntores de potencia,

resulta favorable debido a las propiedades físicas, químicas y eléctricas que este

gas posee. Entre las principales características del hexafluoruro de azufre (SFe),

radica el hecho de que al aumentar la presión a la cual está sometido el gas, su

resistencia dieléctrica aumenta considerablemente, lo mismo sucede con su

coeficiente de transmisión de calor la cual es 1,6 veces la del aire a presión

atmosférica, y a 2Kg/cm2 este coeficiente es, aproximadamente, 25 veces el del

aire a presión atmosférica. Es decir, el aumento de presión en el gas, incrementa

sus propiedades aislantes y evita el aumento de temperatura del equipo.

El SF6 es uno de los gases más inertes, por ello, no ataca ningún material

estructural a temperaturas inferiores a 500° C y permanece estable a

temperaturas a las cuales el aceite se oxida y descompone. La extinción de un

arco en SF6 no produce depósitos de carbón como ocurre en el caso del aceite.

20

Estas propiedades hacen que los disyuntores con SF6, requieran de menores

trabajos de mantenimiento. AI ser el SF6 un gas, se lo puede comprimir, esto a

más de mejorar sus propiedades para la extinción del arco logra reducir el

volumen de la instalación.

El accionamiento del interruptor de gas SF6, que forman parte de las estaciones

blindadas GIS, se lo realiza del mismo modo que los seccionadores, es decir, de

forma manual mediante un mecanismo de biela y árbol de transmisión, así como

también mediante un mecanismo motorizado equipado con un acople reductor,

que se activa al accionar los pulsantes de "cierre" y "apertura" en los paneles de

control de cada grupo GIS.

1.4.2.5. Relés de Protección.

Son dispositivos encargados de proteger el sistema eléctrico de potencia de

perturbaciones en las líneas de transmisión causadas, entre otras, por las

descargas atmosféricas, los cortocircuitos en las líneas de transmisión debido a la

caída de árboles, sobrecargas en las líneas de transmisión, etc. Estas y muchas

otras perturbaciones, pueden causar alguna de las siguientes fallas:

• Sobrecarga

• Subtensión

• Sobretensión

• Cortocircuitos

• Retorno de corriente

La sobrecarga.

Se produce cuando un circuito se encuentra trabajando con una intensidad de

corriente mayor, para la que el fue diseñado. Este aumento de corriente tiene

cierta duración que puede provocar calentamientos indeseables y disminución del

rendimiento de maquinarias.

21

La subtensión.

Aparece cuando el voltaje entregado por la central generadora, es inferior al

voltaje nominal de la red, Una caída de voltaje puede ocasionar un incremento de

la corriente para compensar la potencia que requiere la carga conectada a la red,

lo cual puede resultar perjudicial.

La sobretensión.

Se da cuando el voltaje en la red supera en algún valor, a la tensión nominal de la

red, provocando riesgo de perforación en los distintos aislantes de elementos

existentes, así como la ruptura de elementos que no sean diseñados para

soportar por mucho tiempo una tensión mayor a la operación normal del

elemento.

Los cortocircuitos.

Constituyen una de las perturbaciones más comunes en los sistemas eléctricos

de potencia, se originan cuando existe conexión directa entre dos o más

conductores de distinta fase. Los cortocircuitos se caracterizan por provocar un

aumento instantáneo en la corriente de un circuito, generalmente de corta

duración; este aumento de corriente en las líneas produce elevadas temperaturas

que pueden llegar a fundir los cables. Además aparecen elevadas fuerzas

mecánicas en las máquinas, transformadores, y puede resultar perjudicial, para

los equipos presentes en el mismo circuito.

El retorno de corriente.

Se produce, sobre todo en los circuitos de DC, cuando la potencia producida en

un circuito generador es negativa, es decir, los circuitos de carga entregan

energía a los circuitos generadores, lo cual puede afectar físicamente a las piezas

mecánicas que constituyen el circuito.

22

1.4.2.5.1. Características de los Relés de Protección,

Para responder de manera rápida y eficiente a las perturbaciones eléctricas que

pueden presentarse en las líneas de alta tensión, los relés de protección deben

cumplir con lo que les permita cumplir la tarea asignada. Entre estas exigencias

se tiene:

- Fiabilidad

- Sensibilidad

- Rapidez

- Automaticidad

1.4.2.5.2. Clasificación de los relés de protección.

Existe una gran variedad de relés de protección, que hace difícil una clasificación,

sin embargo se los ha clasificado de acuerdo a la magnitud que controlan. Así,

estos pueden ser; relés de intensidad, relés de tensión, relés diferenciales, relés

de frecuencia, relés de potencia y relés de mínima impedancia.

Relés de intensidad. Actúan por la acción de la intensidad de corriente que

atraviesa el relé. Pueden ser de máxima intensidad (sobrecogiente) o de mínima

intensidad y operan cuando el valor de la corriente sale de ios valores

previamente fijados. Estos relés actúan ante fallas de cortocircuito y sobrecargas.

Relés de tensión. Actúan debido a las variaciones de la tensión a la que está

sometido el relé. Pueden ser de sobretensión o de subtensión. Estos relés de

tienen su mayor utilización en la protección de sobretensiones o subtensiones e

inclusive en fallas de sobrecogientes, pues estas generalmente van asociadas

con una disminución del voltaje de la red.

Relés de potencia. Son relés denominados de producto ya que actúan por el

producto de dos magnitudes eléctricas de línea; la tensión y la corriente.

23

Relés de mínima impedancia. Se basan en el cuociente de las magnitudes

eléctricas de la tensión y la intensidad (Z = V / I), entran en funcionamiento

cuando este cuociente llega a un valor prefijado. Estos relés tienen su aplicación

en la protección de cortocircuitos por relés a distancia y se basan en que la

medición de la ¡mpedancia de las líneas cerca del punto de cortocircuito es menor

a la impedancia de las líneas en un punto alejado de la falla; entonces aquel relé

más próximo al lugar de la avería, responderá más rápidamente, porque es el que

mide la menor impedancia.

Relés diferenciales. Se basan en la diferencia de dos o más magnitudes eléctricas

del mismo tipo (dos o más corrientes, dos o más tensiones), y actúan cuando esa

diferencia supera un valor previamente fijado. Esta protección es efectiva

solamente si la falla se produce en el sector protegido. Encuentra aplicación en

sistemas de protección de alta selectividad.

Relés de frecuencia. Operan cuando la frecuencia de la red a la que están

instalados se aparta del valor previamente establecido.

Elementos de protección Compuesta. Son dispositivos los cuales se encuentran

constituidos por dos o más relés de protección.

1.4.3. ESTACIONES BLINDADAS DE GAS SF6.

Son cubículos denominados también grupos GIS (Fig.1.4), en ios que se

encuentran mecánicamente acoplados los elementos de corte (interruptores y

seccionadores) y los transformadores de medida (TC's). Están provistos de un

panel de control en el que se encuentran montados los equipos de protección, los

dispositivos de medición, los elementos de mando y elementos de señalización

(pulsadores y lámparas indicadoras).

Los GIS de 69kV de tensión nominal y 72.5RV de voltaje máximo de operación,

utilizados para la interconexión de San Rafael y Lasso están equipados en su

interior con un interruptor trifásico de potencia (Fig. 1.5), cuyos contactos se abren

24

Figura 1.4. Estación blindada GIS SF6.

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Fig. 1.5. a) Interruptor trifásico de SFeb) Presostato e indicador de presión para el interruptor de potencia

y cierran en e! interior de una cámara de extinción de forma cilindrica que

contiene como agente extintor al hexafluoruro de azufre o gas SF6. Acoplados en

el interruptor, se encuentran instalados los TC's y las TP's utilizados para los

equipos de medida y de protección.

Dos seccionadores trifásicos de alta tensión, se encuentran ubicados uno a cada

lado del interruptor. Para los trabajos de mantenimiento se cuenta con un

seccionador de puesta a tierra cuyo contacto fijo esta acoplado al contacto fijo del

25

interruptor, su accionamiento es de manera manual mediante un mecanismo por

árbol de transmisión.

La presión del gas SF6 en el interior de la cámara de ruptura, donde se encuentra

instalado los contactos del interruptor, es medido por un manómetro de aguja; un

presóstato (Fig.1.5 b) provisto de dos contactos de regulación o set points,

entregan las señales eléctricas de control, de alarma de "baja presión de gas" y

de "desconexión" dei interruptor.

Fig. 1.6. a) Preosostato e indicador de presión para los seccionadoresb) borneras de conexión deTC's

Otro elemento combinado de medición y control (manómetro y presóstato), se

encuentra instalado en el lado derecho del panel frontal del GIS, supervisan el

sistema restante de gas SFg, (seccionadores), provistos con un contacto de nivel

de referencia o de accionamiento (set point), que da la señal de alarma de "baja

presión de gas" (Fig. 1.6).

Las características constitutivas y técnicas de los elementos de corte y demás

componentes de los grupos GIS, se exponen al final de este trabajo en el anexo

A.

Como se muestra en la figura 1.7., en el interior de! GIS y montados sobre un

panel frontal se encuentran:

26

Elementos de medición; medidor de potencia activa (vatímetro), medidor de

potencia reactiva (varímetro), amperímetro de AC con conmutador;

Elementos de protección: relés de sobrecorriente para protección de fases y

protección de tierra;

Elementos de accionamiento para los mecanismos de operación a motor:

pulsadores para el cierre o apertura del interruptor y de los seccionadores.

Fig. 1.7. Panel de control

Elementos de señalización: lámpara verde para la indicación de "apertura" del

interruptor o de los seccionadores, lámpara roja para la indicación de "cierre" del

interruptor o de los seccionadores, lámpara naranja para la indicación de cierre

del seccionador de puesta a tierra dei grupo disyuntor GIS;

Un panel de alarmas montado sobre el panel de control del GIS de Lasso, registra

las alarmas producidas a nivel de 69kV, que son:

Falla de sobrecorriente

Falla de alimentación de voltaje DC en los paneles de control de los GIS

Baja presión de gas

Falla del motor del interruptor o seccionador.

27

Cuando una de estas alarmas se enciende, se activa un zumbador, el operador

reconoce la alarma y silencia el zumbador, una vez reparada la falla, se realiza la

reposición del panel de alarmas para su operación en estado normal.

El grupo disyuntor GIS, empleado para la alimentación del transformador de 69kV

a 13.8kV, al igual que los dos disyuntores anteriores, está constituido por un

interruptor trifásico de potencia con gas SF6, pero con un solo seccionador de

acoplamiento de accionamiento a motor; un seccionador de puesta a tierra de

accionamiento manual. Consta de dos manómetros y dos presóstatos, destinados

para la medición y control de la presión del gas en el interruptor y en los

seccionadores. En el panel de control, se encuentran montados los elementos de

maniobra de los motores eléctricos (pulsadores), y de señalización del estado de

los elementos de corte y puesta a tierra (lámparas de indicación).

1.4.4. CELDAS DE DISTRIBUCIÓN A NIVEL DE 13,8KV.

Ya en la parte de distribución de la red primaria, en la subestación, existen nueve

cabinas destinadas al seccionamiento. A continuación se dará una breve

explicación del funcionamiento de cada una de ellas.

Cabina de reserva de energía y alimentación de DC, en esta cabina se encuentra

instalado un cargador de baterías, que está constituido por un rectificador

monofásico semicontrolado cuyos tiristores son conmutados por un circuito de

control de fase; a la salida del rectificador y acoplados mediante una inductancia,

están el banco de baterías y la alimentación principal de DC para los circuitos de

control de todas las cabinas existentes. El transformador de servicios auxiliares,

suministra la energía que alimenta la entrada del rectificador monofásico,

recargando las baterías, para que, en caso de no existir el correspondiente

suministro de energía en la subestación, todos ios circuitos de control de las

celdas, continúen funcionando por un tiempo determinado1 en el que se puede

realizar trabajos de reparación para reestablecer el suministro de energía del

sistema eléctrico de potencia.

28

Cabina de servicios auxiliares, en la que se encuentra el transformador de

servicios auxiliares, encargado de suministrar energía de AC para distintas

necesidades de la subestación. En esta cabina se encuentra un segundo panel

de alarmas, que dan aviso de alguna faila ocurrida a nivel de 69kV, en el

transformador, o en cualquiera de las nueve cabinas a nivel de 13.8kV, estas

fallas son:

- Sobretemperatura en el transformador

- Falla en el sistema de enfriamiento dei transformador

- Bajo nivel de aceite del transformador

- Falla en el transformador

- Falla de alimentación de VDC a nivel de 13.8KV (paneles de control de las

cabinas).

- Falla de alimentación de voltaje AC

- Falla de sobrecogiente a nivel de 13,8kV (celdas seccionadoras)

- Operación de relés de frecuencia.

A más de estas alarmas, en el panel, se repiten las cuatro alarmas dadas a nivel

de 69kV y que son registrados en el grupo GIS para la interconexión a Lasso:

- Falla de sobrecorriente

- Falla de alimentación DC en los paneles de control de los GIS

- Baja presión de gas

- Falla del motor del interruptor o seccionador.

Cabina de P.T. y Barras, en esta celda se encuentran instaladas el juego de

barras de potencial que reciben la energía eléctrica proveniente de la celda de

entrada y cuya tensión es igual a la tensión del secundario del transformador de la

subestación. Conectadas a esta barra, se encuentran cada uno de los

alimentadores primarios de las celdas de salida, así como también el

transformador de servicios auxiliares. Se conectan también a la barra, los TP's,

uno porcada línea, de los cuales se derivan los conexionados hacia los diferentes

elementos de medición de cada una de las celdas de salida.

29

En esta celda se encuentra también, instalado un relé de frecuencia, el cual cierra

el circuito de alarma y abre automáticamente los interruptores de vacío, ante una

disminución de la frecuencia de las líneas de transmisión.

La ce/da de entrada, corresponde a la cuarta cabina, y conecta la baja tensión del

secundario del transformador de potencia de la subestación con el juego de

barras de la subestación, mediante un interruptor de vacío con mando por

servomotor. Cada línea de entrada esta intercalada por transformadores de

corriente (TC), sus secundarios se conectan en serie a los diferentes equipos

medidores y relés de protección. En el panel de control, se encuentran los

pulsadores de "cierre" y "apertura" de los interruptores, así como las luces

indicadoras. La celda de entrada al igual que las celdas de salida no está provista

de un seccionador de puesta a tierra.

Desde la quinta a la novena cabina, constituyen los aiimentadores primarios

conocidos también como celdas de salida, que se conectan a la red de

distribución primaria por medio de un interruptor trifásico de vacío, y, al igual que

la celda de entrada esta provista por transformadores de corrientes utilizados para

la medición de corrientes y potencias; así como de relés de protección.

Montados en el panel frontal (Fig. 1.8.), existen dos pulsadores para el mando de

"cierre" y "apertura" del interruptor y dos luces indicadoras: lámpara verde para

indicación de interruptor abierto y lámpara roja para señal de interruptor cerrado.

Fig. 1.8. Panel frontal de Celdas de Distribución.

30

1.4.5. DIAGRAMA UNIFILAR DE CONEXIONES.

De acuerdo al nivel de voltaje, el patio eléctrico se divide en dos niveles. El

primero constituido por los grupos GIS a nivel de 69kV; y el segundo nivel, lo

constituyen las cabinas seccionadoras donde se controla el flujo de los

alimentadores primarios para la distribución de energía a nivel de 13,8kV.

En el diagrama de la figura 1.9. se muestra el diagrama unifilar de la subestación.

Se presenta acontinuación, un breve análisis de los elementos de este diagrama a

nivel de 69kV.

Las tres líneas de subtransmisión llegan a los diferentes grupos disyuntores GIS

del segundo patio de la subestación, mediante los bushings de acoplamiento. De

estas líneas se conectan los transformadores de potencial o PT's tipo bushing,

para el lado de 69kV. A la salida de los bushings de los GIS se encuentran

instalados los pararrayos encargados de enviar a tierra las sobretensiones

producidas por las descargas atmosféricas.

En el GIS San Rafael, seguido de los bushings, tanto a la entrada del GIS como a

la salida, se encuentran instalados seccionadores (DS) de acoplamiento, que

permiten recibir suministro de energía del sistema radial de substransmisión,

permiten también, aislar con fines de mantenimiento, todos los elementos internos

que constituyen el grupo interruptor GIS (interruptor, TC's, TP's, elementos de

medida). Acoplado a los seccionadores de salida de los grupos GIS, tanto de la

subestación San Rafael como de la subestación Lasso, se encuentran los

seccionadores de puesta a tierra (ES), encargados de desenergizar

completamente a los grupos GIS y mandar a tierra cualquier carga electrostática

remanente en las instalaciones, esto para los trabajos de reparación y

mantenimiento. Dos transformadores de corriente tipo Bushing (BTC), se

encuentran instalados a ambos lados del interruptor de gas SF6 (GCB), estos TC's

sirven de referencia a los aparatos de medida existentes en cada grupo GIS, su

secundario esta normalizado a una corriente de 5A y poseen varios terminales de

relación, siendo la mayor 600/5A.

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32

La entrada de 69kV y salida hacia San Rafael (GIS San Rafael), se encuentra

equipado con dispositivos de medición, los cuales toman las señales desde las

BTP's existentes, y de las BTC's de este GIS. Estos elementos de medición son

un Vatímetro (W), un Varímetro (Var.) y un Amperímetro (A), este último a más de

dar la información analógica de la corriente en alterna, esta equipado con un

conmutador, el cual proporciona un control de alarmas para la visualización de

fallas en el panel de alarmas.

El interruptor de potencia a gas (GCB) de la salida a San Rafael, se abre cuando

existe una perturbación en la red que es detectada por los dispositivos de

protección 67 y 67N, estos dispositivos son:

Relé de sobrecorriente direccional con unidad de tiempo y unidad instantánea

para protección de fases (Elemento 67): Son dispositivos de protección

combinada, constituidos por relés de sobrecorriente y un relé direccional o

vatimétrico. Para que se efectúe el mando de desenganche del interruptor de

potencia, debe cumplirse que la energía tenga un sentido contrario al despacho

normal y la intensidad de corriente exceda del límite prefijado en el relé de

sobrecorriente. El relé de sobrecorriente esta equipado con un temporizador que

provee de selectividad al circuito de protección.

Relé de sobrecorriente direccional con unidad de tiempo y unidad instantánea

para protección de tierra (Elemento 67N): Esta unidad de protección compuesta,

está constituida por relés de sobrecorriente y un relé direccional o vatimétrico.

Son utilizados en redes con punto neutro aislado, y tienen por objetivo señalar o

desconectar selectivamente el ramal puesto a tierra. Al igual que el relé anterior,

los contactos del relé de corriente esta equipado con un temporizado^ mientras

que el relé direccional posee contactos de activación instantánea.

La salida hacia la subestación Lasso (GIS Lasso), está conformado por dos

elementos seccionadores de aislamiento, un seccionador de puesta a tierra y un

interruptor de gas SF6. Los elementos de medida son analógicos, y al igual que

33

los elementos de protección toman las señales de voltaje y comente de los BTC's

y de los BTP's de 69kV.

Las líneas de transmisión tienen como elementos de protección , relés 50/51 y

50N/51N que desconectan de manera automática al interruptor de potencia de la

salida a Lasso, mediante los siguientes dispositivos:

Relé de sobrecorriente con unidad de tiempo y unidad de protección de fases

(50/51): ia diferencia con los relés 67 del GIS de San Rafael, radica en que los

elementos de protección 50/51 no son direccionables, es decir, la activación de

sus contactos no dependen de la dirección de la corriente, sino que se activan

temporizadamente, cuando la corriente sobrepasa los valores previamente fijados.

Relé de sobrecorriente con unidad de tiempo y unidad de protección de tierra

(SON/51 N): son relés de protección combinada utilizados para seleccionar las

líneas desconectar la línea de falla puesta a tierra de manera selectiva. La

protección 50N/51N no es direccionabie.

La entrada del transformador de potencia está provista de un seccionador con

puesta a tierra y el interruptor de potencia del GIS Muíalo, el cual se acciona por

los elementos de protección 49, 63, 87 y comparte junto con el interruptor de

vacío de la celda de entrada (VCB/52L) los relés de sobrecorriente y protección

de fases y de puesta a tierra 50/51 y 50N/51 N.

El transformador de potencia de la subestación Muíalo, (69kV / 13.8KV), se

encuentra conectado en configuración DYN1. Esta protegido por un relé de

temperatura de aceite (Elemento 49), el cual se activa cuando la temperatura del

aceite del transformador a superado el nivel de temperatura de alarma y a

alcanzado el nivel de temperatura de desconexión. El transformador cuenta

además con un relé de presión súbita (Elemento 63), el cual desengancha el

interruptor de potencia SFe, cuando la presión de los gases producidos por la

combustión del aceite en el interior de la cámara de refrigeración del

transformador es mayor a la presión máxima permitida.

34

E! relé de protección diferencia! (Elemento 87), toma las señales normalizadas

(5A.) de los TC's instaladas a ambos lados de! transformador y de diferente

relación de transformación y se activa si la diferencia de estas corrientes supera

un valor predeterminado.

A la entrada de las barras de potencial se encuentra el interruptor de vació (52L),

el cual debe soportar la corriente nominal que circule por todos las salidas de la

red primaria de distribución. Este interruptor de vacío, se encuentra bajo ia

protección del relé de sobrecogiente con unidad de tiempo y unidad de protección

de fases y el relé de sobrecorriente con unidad de tiempo y unidad de protección

de tierra 50/51 y 50N/51N respectivamente.

La barra trifásica de potencial para la distribución, tiene una configuración de

Barra Simple con cinco alimentadores primarios. Las salidas de ios alimentadores

primarios se encuentran equipados con un interruptor de vació de potencia para el

suministro de energía, protegidos por los relés 50/51 y 50N/51N de iguales

características antes descritas. Están equipados además con un relé de recierre

que regresa a su posición normal, cuando las condiciones de voltaje y frecuencia

de la barra se normalizan después de una situación de falla.

Las corrientes y las potencias activas y reactivas se visualizan en los diferentes

medidores analógicos que se encuentran instalados en cada una de las celdas de

salida de los alimentadores primarios.

A las barras de potencial se conectan tres transformadores de potencial con

fusible, de relación 13.8kV/115, los cuales alimentan a cada una de los medidores

y elementos de protección de los aümentadores primarios. Un relé de baja

frecuencia (elemento 81) se encuentra conectado a las TP's, el mismo que vigila

que la frecuencia no disminuya de un valor prefijado, caso contrario enviará la

orden de apertura del interruptor de vacío de la celda de entrada.

De las barras de potencial se alimenta también el transformador monofásico de

servicios auxiliares, de 15kVA de potencia.

35

Actualmente-en la subestación Muíalo, todo el sistema de protección que se

aplica, tanto a nivel de subtransmisión (Grupos GIS) como a nivel de distribución

(celdas seccionadoras), es en base de relés electromecánicos y con

aproximadamente dos décadas de antigüedad, y a pesar de que aún funcionan

con relativa eficiencia, no se encuentran dentro de los márgenes de exigencia que

deben brindar hoy en día las compañías pertenecientes al sector eléctrico.

1.5 MODERNIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN MUÍALO.

Debido a que toda la información procedente de la subestación Muíalo, es

requerida en el menor tiempo posible, especialmente en las horas pico, en la

estación principal "El Calvario" ubicada en la ciudad de Latacunga, para el

correspondiente estudio de balanceo y distribución de carga; es necesario llevar

toda esa información generada desde los diferentes puntos de distribución

(disyuntores de interconexión o celdas de distribución) hacia la estación principal.

Así pues, la implementación de un sistema SCADA (Supervisory Control And Data

Adquisition) para la operación remota o a distancia, es la solución más acertada.

Este sistema SCADA realizará un control supervisado de todo el proceso eléctrico

en tiempo real, de manera segura y firme; así como el mando y monitoreo de las 6

celdas de seccionamiento a 13.8KV (celda de entrada y alimentadores primarios

de distribución), y de las estaciones de interconexión a 69kV a Lasso y San

Rafael.

1.5.1. PARÁMETROS A MONITOREAR.

Los parámetros a monítorear en la subestación Muíalo, serán análogos y/o

digitales. El estado de ios elementos de corte pertenece a los parámetros

digitales, mientras que los valores de comente o voltajes trifásicos presentes en

cada nodo eléctrico, corresponden a parámetros análogos.

36

Para los trabajos de mantenimiento, reparación, reconexión del servicio, etc., se

obtendrá un continuo monitoreo de todos los elementos de corte de la

subestación (disyuntores, interruptores y seccionadores), como también un control

sobre los principales elementos de corte utilizados para la interconexión al

sistema de subtransmisión y los interruptores de distribución que en la

subestación existen. A fin de permitir o no el mando remoto, se instalará un

selector en las celdas de salida a 13,8kV que cumpla con este fin y deberá ser

monitoreado. De esta manera, los parámetros digitales que se monitorea tanto en

las 5 celdas de carga 13,8kV, la celda de entrada y las estaciones de

interconexión, son:

• Lámpara indicadora de interruptor abierto de todos los interruptores de

potencia.

• Lámpara indicadora de interruptor cerrado de todos los interruptores de

potencia.

• El monitoreo remoto de luces de señalización del estado (ON / OFF) de todos

seccionadores a 69kV: seccionadores de acoplamiento al subcircuito de

transmisión y seccionadores de puesta a tierra.

• Monitoreo remoto del panel de alarmas existente en las celdas de

seccionamiento: monitoreo de fallas del transformador, de fallas a nivel de

69kVyanivelde13.8kV.

• Señalización de la habilitación del selector de operación remota.

• Pulsadores de cierre y apertura de celda

Para la celda de entrada a 13.8kV y las 5 celdas de salida, además se realiza el

control de apertura y cierre desde el Centro de Control, siempre y cuando el

selector local remoto de cada celda se encuentre en la posición remota.

En cada nodo eléctrico, los parámetros análogos a monitorearson:

• Voltaje fase neutro en las 3 líneas,

• Voltaje fase fase en las 3 líneas,

• Voltaje promedio de líneas,

37

• Corriente en las 3 líneas,

• Corriente promedio de líneas,

• Potencia activa en las 3 líneas,

• Potencia trifásica,

• Potencia reactiva inductiva en las 3 líneas,

• Potencia reactiva inductiva trifásica,

• Potencia reactiva capacitiva en las 3 líneas,

• Potencia reactiva capacitiva trifásica,

• Factor de potencia en las 3 líneas,

• Factor de potencia promedio,

• Frecuencia,

• Potencia aparente trifásica,

• Energía activa.

Se necesita entonces, obtener las lecturas de los parámetros eléctricos (voltajes,

corrientes, potencias, etc.) medidos en los diferentes disyuntores y circuitos

seccionadores de distribución, en un formato digital que permita su posible

transmisión a la estación El Calvario. Para ello es necesario la implementación de

un analizador de energía CVM (del cual se hablará más adelante), en cada una

de las zonas de distribución, como las celdas de salida y los disyuntores de SF6.

Este dispositivo, deberá estar provisto de un puerto de comunicación para

transmisión de datos y la operación en red de estos elementos; el CVM realizará

la medición de los principales parámetros eléctricos descritos anteriormente.

Existe, además, una función adicional, más no de extrema necesidad, y que en

este trabajo solo lo mencionaremos como una alternativa para ía modernización

de la subestación, como es el monitorear las temperaturas que internamente

registra el transformador de potencia (temperatura del arrollamiento y temperatura

del aceite), que se puede conseguir mediante la implementación de tarjetas

analógicas, seleccionadas de acuerdo a la temperatura a medir y al tipo de sensor

que en el transformador exista. Esta función no es imprescindible, pues en la

subestación existe, en e! panel de alarma, el aviso correspondiente a una falla en

38

la temperatura de los arrollados o del aceite del transformador y bastaría incluir

dicha señal de alarma al sistema de supervisión; sin embargo, al poder obtener un

dato más preciso (valor análogo) de dichas temperaturas, se podría mejorar el

trabajo de prevención de fallas y realizar un mejor mantenimiento del

transformador.

Todas estas implementaciones de las cuales hemos venido hablando, darán

como resultado una optimización de los recursos materiales y humanos que

operan en la subestación.

39

CAPITULO 2

2. ADQUISICIÓN DE DATOS Y SISTEMA DETELEMETRÍA EN LA SUBESTACIÓN MULALÓ

2.1. ASPECTOS GENERALES DE LOS SISTEMAS DESUPERVISIÓN

Un Control Supervisorio y de Adquisición de Datos (SCADA), es un software

desarrollado para funcionar sobre ordenadores de control de producción,

proporcionando comunicación con los dispositivos de campo (controladores

autónomos, autómatas programables, medidores de energía, etc.). Además,

provee de toda la información que se genera en el proceso productivo a diversos

usuarios, de diferentes niveles jerárquicos dentro de una empresa, como control

de calidad, supervisión, mantenimiento, etc. Todos los programas necesarios y en

cada caso, el hardware adicional que se requiera en la adquisición de datos, se

denomina en general Sistema SCADA.

Un sistema SCADA permite monitorear, medir, supervisar y/o controlar un

proceso que se ejecuta en una localización remota, desde una estación central.

Todo esto describe una recepción y transporte de información del proceso desde

ia localización remota hasta la localización central.

Para ese objetivo, la adquisición de datos juega un papel muy importante y la

manera en que se recolecta la información varía de un proceso industrial a otro.

En los procesos eléctricos de distribución, las principales variables de interés son

40

sin duda los voltajes y corrientes presentes en los puntos de distribución al igual

que los estados de los interruptores de potencia y los eventos de alarma que en

dichos puntos se originen.

La adquisición de datos en las subestaciones dependerá de los dispositivos de

medición o protección instalados, si éstos son de tecnologías digitales o análogas

(electromecánicos) y de que tan factible sea reemplazar aquellos equipos que

tengan muchos años de antigüedad.

2.1.1. PROCESOS CONTINUOS Y PROCESOS DISCRETOS.

Un proceso continuo es un suceso o un fenómeno físico que dura "sin

interrupción" el mismo que guarda una relación directa, inversa, geométrica,

logarítmica, exponencial o de alguna función algebraica simple o compleja, con

otro suceso que se lleva a cabo en forma paralela en el mundo real. Este proceso

continuo o análogo es perfectamente representare, equivalente y reemplazable

por procesos digitales.

Un proceso discreto es un suceso que representa separaciones bien definidas o

marcadas o que no es continuo. Este tipo de proceso es fácilmente representado

por numeraciones digitales de base binaria. Si entramos en definiciones

profundas, casi todos los procesos de la naturaleza son del orden continuo, pero

para efectos de probabilidades o monitoreos de estos procesos son

perfectamente válidos cuando se transfieren a dimensiones discretas.

2.1.2. SISTEMAS EN TIEMPO REAL.

Se dice que un elemento trabaja en tiempo real, cuando dicho elemento muestra

el estado o el valor de una variable en el mismo instante en que la misma tiene

efectivamente ese va)or. En los dispositivos de medida, basados en

microprocesadores, existe un retardo de tiempo por el procesamiento de datos,

que puede incidir en la exactitud del valor de la variable. Esta falta de exactitud,

41

puede ser considerable cuando el valor de la variable a medir cambia

rápidamente.

Ya dentro de un sistema constituido por la combinación de componentes que

actúan conjuntamente, la capacidad en tiempo real, se describe como la

capacidad de respuesta del sistema a estímulos externos del mismo y en un

tiempo finito y especificado. El correcto funcionamiento de un Sistema en Tiempo

Real, no depende de los resultados que obtenga, sino del tiempo en los que estos

se producen.

Los sistemas en tiempo real pueden ser; Real Firme, Real Suave, Real Severo, o

Real Real.

Sistemas en Tiempo Real Suave. Son aquellos sistemas en los que el tiempo de

respuesta puede superarse en ciertos casos, aunque debe cumplirlo

normalmente, como en el simple caso de controladores de temperatura u otro

sistema no crítico.

Sistema en Tiempo Real Firme. Se permite que se superen los tiempos de

reacción o se pierdan ocasionalmente algunas especificaciones temporales y

además, el sistema no obtiene beneficios de estas pérdidas.

Sistemas en Tiempo Real Severo o Estricto. Hacen relación a aquellos

sistemas que reaccionan a los eventos extemos dentro de un tiempo especificado

en un 100% de los casos.

Sistemas en Tiempo Real Real. Son sistemas en los que es absolutamente

imperativo que la respuesta del sistema a eventos externos ocurra dentro del

tiempo especificado en un 100% de los casos, y además sus tiempos de

respuesta deben ser muy cortos.

42

En lo que tiene que ver a los Controladores Lógicos Prográmateles (PLC), estos

han sido continuamente desarrollados de forma que sus sistemas operativos en

tiempo real representan su mayor virtud.

Los sistemas operativos de ios ordenadores, como Windows 95, 98 o NT no son

estrictamente un sistema operativo en tiempo real como el de un PLC, pero

pueden llegar a ser considerados como un estándar para soluciones de

automatización basadas en PC, pues, actúan de forma suficientemente rápida

para aplicaciones en tiempo real "suaves" o "firmes".

2.1.3. TELEMETRÍA.

La telemetría hace referencia a las diferentes técnicas y dispositivos utilizados

para transmitir y recibir datos de valores medidos de magnitudes eléctricas o no, a

grandes distancias y sobre algún medio físico. Este medio físico puede ser:

cables, fibra óptica, ondas de radio, etc. La principal característica de la telemetría

es la transformación de las magnitudes medidas a otro tipo de magnitud para la

facilidad de su transporte. Actualmente, se utilizan protocolos para estructurar las

comunicaciones de una manera ordenada y poder acceder desde varios sitios,

usando métodos de interface entre los diferentes medios de comunicación.

2.1.4. SISTEMA DE SUPERVISIÓN.

Es un monitoreo selectivo en tiempo real, desde una Estación Maestra, de

variables que se generan en una Estación Remota, utilizando algún medio de

comunicación. Se hace referencia también a un monitoreo en tiempo histórico de

grandes cantidades de datos almacenados en una base de datos, que den cuenta

sobre la operación, no solo de uno o varios elementos del sistema, sino también,

de la operación global del sistema. Este monitoreo se lo realiza a nivel de

software y de hardware existente en el sistema de control, los resultados se

almacenan en la Estación Maestra y se los presenta por medio de una interfaz

hombre-máquina al operador, para la toma de decisiones y cierre de los lazos de

43

control. Los Sistemas de Supervisión, de acuerdo al número de lugares donde se

requiera la información pueden ser.

Sistemas de Supervisión en Tiempo Real Centralizados: aquellos sistemas

constituidos por uno o varios ordenadores que conforman un solo sistema central

de control.

Sistemas de Supervisión en tiempo Real Distribuidos: son aquellos sistemas

conformados por múltiples sistemas de control.

2.1.5. CONTROL

Es todo el conjunto de comandos que hacen que el sistema se mantenga dentro

de ios parámetros y valores establecidos. El sistema pasa a un estado de alarma,

si estos valores exceden los límites superiores o inferiores permitidos, el sistema

sale de su estado operativo normal y debe tratar de regresar al mismo en el

menor tiempo posible, si esto no fuera posible, entonces el sistema deberá salir

de operación.

2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA SCADA.

La implementación de un sistema de monitoreo y control depende de varios

factores, como son la geografía del terreno donde se efectúa el proceso o los

lugares o centros donde se requiera tratar la información; estos factores definen si

el sistema debe ser centralizado y/o distribuido.

La Empresa Eléctrica de Cotopaxi ELEPCO S.A., está constituida por seis

subestaciones de transferencia y distribución como son: El Calvario, Lasso, San

Rafael, Muíalo, La Cocha y SIgchos. En la estación de El Calvario se encuentra

operando el Centro de Control, donde los ingenieros de planta recopilan los datos

de las mediciones de los parámetros eléctricos de cada subestación, a través de

una comunicación personal con los operadores de las subestaciones mediante un

sistema de radio; los ingenieros que allí trabajan, realizan los análisis de la

44

energía correspondiente, ya sea para distribución de la carga del sistema o con

fines de facturación.

Ya que todas las decisiones técnicas son tomadas en la estación El Calvario, ésta

será considerada como Estación Maestra (EM) o Estación Central en el sistema

SCADA a ¡mplementarse en la empresa, haciendo referencia a una disposición de

un sistema centralizado, el mismo que consta de una serie de componentes

concatenados de taj manera que se logre la supervisión del proceso eléctrico;

este esquema estructural de estas concatenaciones se muestra en la figura 2.1.

El sistema de comunicaciones, se fundamenta en una transmisión de datos en

forma continua con el sistema de radiofrecuencia en banda UHF (300 a

SOOOMHz), y mediante un protocolo de comunicación que asegura la conexión

entre las subestaciones. Para ello, se instalará, tanto en la Estación Maestra

como en las subestaciones, una estructura para el soporte de la antena y un

radio-módem.

La adquisición de datos y control de cada subestación estará a cargo de un

controlador lógico programable o PLC que junto al radio-módem, harán las veces

de una Unidad Terminal Remota RTU; este PLC se encargará de hacer efectivo

los comandos de control del proceso, es decir realizará las acciones de mando,

de los distintos elementos de corte de la subestación.

Hasta la Estación Central El Calvario llegarán todos los datos procedentes de las

seis subestaciones, la cual se encuentra equipada con los ordenadores que

soportan el software SCADA, y que permite interactuar con el personal de

operación para la toma de decisiones.

A continuación se verá como está constituida la Estación Remota Muíalo, la cual

es el principal objeto de este estudio.

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Fig. 2,1. Esquena estrtuctural del sistema SCADA

47

diseñado bajo estándares conocidos, con el fin de poder anexar al sistema

SCADA, la información que los nuevos dispositivos de protección o de medición,

puedan proporcionar o si éstos fueran remplazados o añadidos en el futuro.

Finalmente para el monitoreo del estado de los elementos y dispositivos

existentes, tales como alarmas producidas en el sistema eléctrico, así como las

alarmas correspondientes a los sistemas de presión y temperaturas, mandos de

operación y reset de los dispositivos de protección; se debe tener en cuenta la

clase los captadores de información o sus actuadores, identificando la operación

característica, digital o analógico.

El esquema de la figura 2.2., muestra los componentes para la adquisición y

transmisión de datos, de la estación remota Muíalo.

Las entradas discretas llegan al PLC desde todas las celdas de distribución y

desde los disyuntores GIS de 69KV. De igual manera se reparte a los mismos

sitios, las salidas a relés (relés de contactos), que son controladas directamente

por el software SCADA mediante el PLC.

Las señales analógicas, si existieran, se acoplarán al PLC a través de tarjetas de

interfaz, que convierten la magnitud requerida (presión o temperatura) a una señal

normalizada de voltaje o de corriente entendible por el PLC (valores

normalizazdos).

La medición de los parámetros eléctricos se realizará mediante la implementación

de analizadores de redes marca C1RCUTOR, los mismos que estarán conectados

en una red de medidores. Estos analizador de redes (a los cuales se los

detallará más adelante), tomará las señales de voltajes y corrientes de cada uno

de los nodos eléctricos de interés (esto es, en celdas de distribución a nivel de

13.8KV y estaciones blindadas de interconexión a nivel de 69kV), y realizará los

cálculos necesarios para obtener los datos correspondientes a los diferentes

parámetros eléctricos que serán enviados luego hacia el PLC formando una red

cableada.

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51

que envíen la señal automática de apertura de los interruptores de potencia, en

caso de fallo y protejan el circuito de cualquier perturbación en el sistema.

Es preciso, analizar primero, desde qué puntos del esquema eléctrico existente,

se puede tomar las señales de voltajes y corrientes para la recolección de los

parámetros eléctricos. Los diagrama eléctricos de elementos de corte y aparatos

de medida existentes en la subestación Muíalo, a nivel de 69kV y 13.8kV se

adjuntan en el anexo A, al final de este trabajo. Algunos de estos diagramas se

presentan en esta sección para una mejor exposición.

2.3.2.1. Voltajes De Línea.

- -

Fig. 2.4. Conexionado de transformadores de potencial a 69kV.

52

Dentro de la subestación resulta necesario conocer los cambios de voltaje que se

producen en las barras de potencial. En el diagrama de la figura 2.4., se muestra

el conexionado de los TP's tipo bushing existentes en la subestación, del lado de

69KV; sus primarios, están conectados entre las fases de las líneas de

transmisión. Las tomas de los secundarios, tienen una relación de 69KV / 115V.

Los dispositivos de medida y protección toman las señales de voltaje desde estos

secundarios de cada TP a través de los bornes P13, P21 y P33, que llegan hasta

la regleta de conexión de los GIS de Lasso y San Rafael, conectados en paralelo,

a todos los equipos de medición y de protección.

Para la medición a nivel de 13.8kV, se utilizan tres transformadores monofásicos

de potencial (TP's) y de los cuales toman su señal de voltaje, los elementos de

medición y protección tanto de la celda de entrada, como de las celdas de salidas

(Fig. 2.5.), Su relación de transformación es de 13.8kV / 115V y sus primarios

están conectados a las barras de potencial de 13.8kV. Los secundarios de los

TP's se conectan a los diferentes elementos de medida y protección de todas las

celdas de distribución, a través de las borneras P11, P21 y P31 ubicadas en la

tercera celda de 13.8kV (celda PT Barras).

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Fig. 2,5. Conexionado de PT's para 13.8kV.

2.3.2.2. Corrientes De Línea.

La corriente es otra de las principales magnitudes de! sistema eléctrico de

potencia y al igual que los voltajes, se requiere de transformadores (TCJs), que

reduzcan las elevadas corrientes, a valores empleados por los

53

Fig. 2.6. Conexionado existente de TC's a nivel de 69kV,

54

elementos de medida. Como se muestra en el diagrama de la figura 2.6., existen

dos grupos de tres TC's para los conexionados de los grupos GIS a 69kV; el

primer grupo es utilizado por los dispositivos de medición y las otras tres TC's del

segundo grupo, por los elementos de protección.

Los elementos de medición se conexionan de la siguiente manera: un TC se

encuentra instalado a cada una de las fases de las líneas de transmisión. Desde

un terminal de cada secundario de los TC's, se lleva la señal de corriente (1C1,

1C2 y 1C3) y se conecta en serie a una de las fases del Vatímetro (W), del

Varímetro (VAR) y del Amperímetro (A) existente en cada estación GIS, formando

un lazo cerrado con los elementos de medida. La línea de retomo de las TCJs, lo

constituye los'otros terminales de los TC's, que se cortocircuitan entre sí (1C4),

resultando así, una configuración estrella.

Para poder recolectar las señales de corriente de cada una de las fases, es

necesario intercalar las entradas de corriente de los analizadores de redes

(CVM's) en cada lazo de corriente existente (1C1, 1C2 y 1C3) que utilizan los

elementos de medida (Figura 2.6.). Hay que tener en cuenta que la impedancia de

entrada de las corrientes del nuevo medidor no provoque una descalibración de

los elementos medidores presentes en la instalación original. Las entradas de

corriente del analizador de redes, se debe especificar entonces, que deben ser

del tipo aisladas, según los diseños de las normas de seguridad eléctrica.

Instaladas de manera similar, se encuentran la celda de entrada de 13.8RV y las

celdas de salida (Fig. 2.7.). Un TC se aplica a cada una de las fases de la barra

aiimentadora, cada uno de los secundarios de los TC's se conecta a cada fase de

corriente del elemento de medida (vatímetro, amperímetro y varímetro), de cada

alimentador primario. A más de los elementos de medición, se tiene instalado

también, un contador de energía, en cada celda de distribución.

La relación de transformación de ¡os TC's, tanto a nivel de 69kV como a 13.8KV,

depende de la comente que se vaya a medir; estas se indican el diagrama de

conexiones, pero la corriente que recorre el lazo cerrado de los terminales del

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Fig. 2.8. Analizador de redes eléctricas CVM-144

2.3.3.1. Requerimientos del analizador de redes.

Los requerimientos que este analizador debe cumplir para satisfacer las

necesidades de la medición son los siguientes:

> Medición de los principales parámetros eléctricos como voltajes de línea,

corrientes de línea, potencia activa instantánea, potencia reactiva instantánea,

frecuencia, factor de potencia, demanda máxima.

> Medición de la distorsión armónica THD.

> Medición de hasta el doceavo armónico.

> Rango de medición para voltaje: 0-300V fase-neutro.

> Rango de medición para corriente: 0-5A

> Medición de valor eficaz verdadero de voltajes y corrientes.

> Contactos de relés para uso de alarmas.

> Posibilidad de trabajar con voltajes a tres o cuatro hilos, esto es, con o sin

referencia de neutro para la medición.

> Entradas de corriente aisladas.

El equipo de medición además debe tener la posibilidad de comunicación digital

(RS232, RS485, etc.), esto con el fin de poder realizar conexiones en red con

otros medidores, estos puntos se los tratarán más adelante en el análisis del

sistema de comunicaciones, pero se deja presente estas características:

Posibilidad de conexión en red con otros medidores

Comunicación mediante puerto RS-485 y protocolo Modbus.

58

2.3.4. ADQUISICIÓN DE SEÑALES DISCRETAS (ON / OFF).

En este proceso eléctrico es necesario conocer el estado de todos los elementos

de corte que existen en la subestación. Cada estado de estos elementos

constituyen una variable eléctrica discreta, las cuales deben ser acondicionadas

para poder ser captadas por el PLC. De igual manera, se requiere acondicionar

las señales enviadas desde el PLC, para el accionamiento de los interruptores de

potencia o seccionadores, las cuales constituyen las variables discretas de salida

que deberán ser comandadas desde la estación central a través del PLC.

Las señales discretas a monitorear tanto en el lado de 69KV como en el lado de

baja (13.8kV) de la subestación se listan a continuación.

2.3.4.1. Estado de interruptores de potencia y seccionadores.

El accionamiento de los interruptores y seccionadores se realiza mediante

mecanismos de servomotor, equipado con finales de carrera que activan las

lámparas de señalización de "abierto" y "cerrado" las cuales trabajan a 110VDC.

Estas señales son de presencia o no presencia de voltaje en las lámparas

indicadoras de estado.

En los diagramas esquemáticos de las figuras 2.9. (diagrama H15) y 2.10

(diagrama H16), se muestra el conexionado de accionamiento y señalización de

estado, para los interruptores de potencia y los seccionadores de los GIS de 69kV

respectivamente. En el diagrama H15, las lámparas indicadoras GL (abrir) y RL

(cerrar), son activadas mediante los contactos 52a y 52b, instalados en el interior

del interruptor de potencia y los cuales constituyen los "interruptores de límite", de

principio y final de carrera, que sensan la posición del interruptor de potencia.

De igual manera, las lámparas de estado de los seccionadores, (diagrama H16),

toman las señales que proviene desde los interruptores de límite (89a y 89b) de

cada uno de los seccionadores tanto para el cierre de sus contactos (lámpara RL)

como para la apertura (lámpara GL).

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2.3.4.2. Puestas a Tierra de Líneas.

El seccionador de puesta a tierra de mando mecánico, consta de un solo

interruptor de límite (57a) asociado al elemento de corte, que cierra el circuito de

la lámpara de señalización OL la misma que trabaja a 110VDC. Debido a que el

accionamiento de los seccionadores de puesta a tierra es de manera manual, se

realiza solamente el monitoreo del estado del seccionador.

Las señales digitales para el estado de los interruptores y seccionadores se

conectan desde los terminales de hornera, de cada uno de los GIS:

- Terminal 3B19: señal de estado, interruptor cerrado

- Terminal 3B20: señal de estado, interruptor abierto

- Terminal 3D15: señal de estado, seccionador-1 cerrado

- Terminal 3D16: señal de estado, seccionador-1 abierto

- Terminal 3D25: señal de estado, seccionador-2 cerrado

- Terminal 3D26: señal de estado, seccionador-2 abierto

- Terminal 3E2: señal de estado, seccionador de puesta a tierra cerrado.

- Terminal HN13: señal común de las lámparas indicadoras.

Los diagramas eléctricos para la señalización de los interruptores de vacío de las

celdas de 13.8KV, se exponen en el anexo A.

2.3.4.3. Señales de Estado délos Elementos de Corte de la Subestación.

En el esquema de la figura 2.11. se muestra el acondicionamiento para la entrada

digital del PLC. Las lámparas de señalización entregan una señal visual de!

estado del elemento de corte, pero a más de ello, proporciona también un voltaje

que puede ser usado para entregar la señal digital requerida.

Un relé, con excitación de 110VDC, es conectado en paralelo a la lámpara de

indicación (abierto, cerrado, puesta a tierra); cuando esta lámpara se enciende,

62

excita la bobina del relé y acciona sus contactos, los cuales deberán estar

conectados a la fuente de energía para las señales de entrada al PLC.

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Fig. 2.11. Esquema de adquisición de luces indicadoras de estado de elementos de corte

El relé, a más de entregar la señal digital, permite independizar los voltajes de los

paneles de control de los voltajes de empleados por el PLC para el monitoreo y

control.

2.3.4.4. Accionamiento de interruptores de potencia.

Los servomotores de accionamiento de los seccionadores o disyuntores actúan

cuando se da una señal de mando mediante un pulsante de "cierre" o de

"apertura". Para el accionamiento del interruptor, en la figura 2.9, se emplea los

pulsantes PB-C1 para el cierre del interruptor y el pulsante PB-T1 para la

apertura. Estos pulsantes, activan los relés auxiliares 52C y 52T, los cuales

comandan los contactores del servomotor poniéndolo en funcionamiento en un

sentido o en otro dependiendo de la acción. Estos relés auxiliares trabajan con un

voltaje de 110VDC. El mando de cierre, si embargo, se cumple siempre y cuando

los contactos (Y1, Y2, Y3, 63GL) de los diferentes dispositivos de protección se

encuentren dentro de su estado de "operación normal", es decir cuando no existe

algún evento de alarma producido.

63

Para la operación remota de los interruptores de potencia, se instalará contactos

de relés, en paralelo a los terminales de los pulsantes de "cierre" y "apertura", a

través de los terminales de horneras que se deducen de los diagramas de las

figuras 2.9 y 2.10, Los terminales para el diagrama de la figura 2.9 son:

- Terminal 3B14: señal de mando para el cierre del interruptor

- Terminal 3B16: señal de mando para la apertura del interruptor

- Terminal HP13: terminal común de los pulsadores

Los contactos de relés serán comandados desde la estación maestra a través del

PLC(Fig. 2.12.).

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Fig. 2.12. Esquema del accionamiento remoto de los interruptores de potencia

Nuevamente, la función de los relés, a más de proporcionar las señales remotas

de cierre y apertura, es la de aislar los voltajes de trabajo del panel de control y

los voltajes del tablero de la estación remota. Otra solución para el mando remoto,

constituye en accionar directamente los relés auxiliares de "cierre" y "apertura",

pero se tiene el inconveniente de que se debe sensar el estado de los relés de

protección antes de! accionamiento lo que implica mayor número de entradas

digitales.

64

2.3.5. ANÁLISIS DE LAS SEÑALES DE ALARMAS

2.3.5.1. Alarmas a nivel de 69KV.~

Las señales de alarma que se registran en el panel de alarmas del GIS de 69kV

para la interconexión a Lasso, constan de cuatro lámparas indicadoras, que

trabajan a 110VDC como se muestra en el esquema de la figura 2.13. de la

conexión existente en la subestación.

Cuando alguna operación anormal del sistema ocurre, los contactos de relés

auxiliares que vigilan el sistema, se cierran y enciende la luz indicadora del evento

de alarma que se haya producido. Cada lámpara indicadora puede ser activada

por uno o un grupo de contactos dependiendo de la naturaleza de la alarma; el

sistema en caso de un evento de alarma, funcionaría como se indica a

continuación.

Fig.2.13. Diagrama de conexión existente del panel de alarmas del GIS Lasso

65

2.3.5,1. L Alarma de Baja Presión de Gas.

La luz indicadora que activa la alarma de "baja presión de gas" da aviso de dos

eventos: baja presión de gas en el interruptor y baja presión de gas en los

seccionadores. En cada GIS, existen dos presóstatos encargados de vigilar la

presión en el sistema. El primer presóstato esta asociado a la presión del gas SF6]

en el interior de la cámara de ruptura del interruptor de potencia, y consta de dos

salidas a relés de 3 polos cada salida (un normalmente abierto NO y un

normalmente cerrado NC); su rango de operación es de O a 10Kg/cm2. Mientras la

presión dentro de la cámara de extinción se mantenga en su valor de operación

normal, los contactos 63GA-CB (Fig. 2.13.) permanecerán abiertos, si la presión

disminuye a un valor de umbral critico, se ejecuta la acción de alarma, se cierra

los contactos 63GA-GC y encienden la lámpara de indicación de "baja presión de

gas" en el panel de alarmas. Si la presión continua decreciendo activará la acción

de disparo, esto es, cerrará los contactos de la segunda salida al relé y se dará la

orden de ejecución para la apertura del elemento. El segundo presóstato vigila la

presión de los seccionadores, su rango de operación esta entre O y 2.5Kg/cm2,

consta de una salida a relé (contactos 63GA-GIS de la figura 2.13..), conectados

en paralelo a los contactos 63GA-CB de alarma del interruptor de potencia, la

misma que se activa al no existir la suficiente presión en el interior de los

seccionadores y dan la señal de alarma del panel de control.

Dos diodos se encuentran conectados en polarización directa, con el objeto de

evitar cualquier retorno de corriente y una posible falla en la fuente DC. Al

producirse cualquier evento de falla, queda enclavada la bobina A que activa el

zumbador (BZ), y da aviso así a los operadores. Cuando la falla es reparada el

contacto del temporizador T, desactiva simultáneamente la bobina A y el

zumbador BZ. En cada lámpara indicadora, se supervisará la presencia o no de

voltaje DC.

Ya que se tiene disponible un contacto libre NC (normalmente cerrado), en el

presóstato asignado al interruptor de potencia, es posible independizar las

señales de alarma de "baja presión de gas" para el interruptor de potencia y los

66

seccionadores, lo que facilitaría el monitoreo individual de los eventos de alarmas

que se puedan producir. Se puede entonces tomar la señal de baja presión de

gas para el interruptor de potencia a través del contacto libre/ de! prcsósíato y

dejar el terminal -existente L3 para la señal de baja presión de gas de los

seccionadores,

2.3.5.7.2. Falla de alimentación de VCD 69KV.

Esta falla se encuentra asociada a la pérdida de voltaje DC en los paneles de

control de ios GIS a nivi?l d<? 59kV. 1,055 paneles de control de Ips GIS trabajan con

voltaje cte DC 11OV. Los broakors utilizados para la alimentación de los paneles

se encuentran equipados con un relé monopolar, estos reiés, cierran sus

contactos (MC8-1en la figura 2.13,) cuando -el breaker se abre, ya sea por un

cortocircuito o de manera manual. S$tO£ contactos- activan la alarma de "Falla de

aumentación VCD 69kV".

2.3.5.1.3. Falla Motor Interruptor-Seccionador.

Dentro del grupo SIS, existen tres motores empleados para el cierre y apertura

tanto para el interruptor de potencia, como para los dos seccionadores. Estos

motores se encuentran equipados con un relé térmico de sobrccofrierác (49M de

la Fig. 2.14.), el mismo que actúa cuando la corriente que circula por el motor (M),

sobrepasa el 25% de la corriente nominal. Los contactos 89CX y 89TX, son

empleado? para dar ei sentido al motor y realizar el cierre y apertura del elemento

de corte.i

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Fig. 2.14. Protección del motor de cierre-apertura del interruptor y los seccionadores

67

Los contactos del relé térmico de los motores de mando de los seccionadores

(49M), y del interruptor de potencia (49MX), se conectan en paralelo y encienden

la luz indicadora del panel de alarmas en caso de falla.

2.3.5.1.4. Falla de sobrecogiente.

Cuando existe algún cortocircuito entre las líneas, ya sea por ruptura de los

aislamientos de las líneas de transmisión (a nivel de 69kV) o por unión física entre

los cables de dos fases debido por ejemplo a la caída de árboles sobre las líneas

o algún otro evento extemo; los relés de protección (50/51N), ordenan la

desconexión de los interruptores de potencia y cierran el circuito de alarma

encendiendo la luz indicadora de! panel de control a través de los contactos 51X

de la figura 2.13.

La descripción del conexionado de estas cuatro alarmas mencionadas

anteriormente, son similares en el GIS de San Rafael y en el GIS de Muíalo y los

contactos de cada elemento actuador (presóstatos, relés térmicos, etc.), se

encuentran cableadas hasta el GIS Lasso y conectadas en paralelo a las

respectivas luces indicadoras para la visualización de las alarmas.

Los terminales desde los cuales se va a tomar las señales de alarma a nivel de

69kV son:

- Terminal L1: señal de alarma de "Falla de sobrecorriente a nivel de 69KV"- Terminal L2: señal de alarma de "Falla en la alimentación DC" para los

paneles de control de los GIS

- Terminal L3: señal de alarma de "Baja presión de gas SF6 " para los

seccionadores e interruptores.

- Terminal L7: señal de alarma de "Falla en ios motores de mando de los

interruptores y seccionadores" de los GIS

- Terminal AL2: Terminal común negativo para el retomo de señal.

68

2.3.5.2. Alarmas a Nivel de 13.8KV.

Montado sobre el panel frontal de la celda 2 de Servicios Auxiliares, se encuentra

un segundo panel de alarmas constituidos por 12 luces indicadoras, en las cuales

se registran los eventos de alarmas producidos tanto a nivel de 69kV, como a

nivel de 13,8kV. En el esquema de la figura 2.15. (diagrama A11), se muestra el

conexionado de estas alarmas las cuales llegan desde las celdas de 13.8kV,

desde el panel del transformador de potencia y desde el GIS Lasso.

Tres de las cuatro alarmas expuestas en el panel de alarmas del GIS de Lasso,

son llevadas hasta este segundo panel desde los terminales L2, L3 y L7, a través

de los cables 1(L7), 2(12} y 3(L3) perteneciente a un cable múltiple etiquetado

como A11/1.

Las siguientes falla producidas a nivel de 13.8kVse describen a continuación:

2.5.5.2.7. Falla de alimentación de VCD 13.8kV.

Todos los paneles de control de las nueve cabinas de 13.8KV, trabajan con

voltaje DC de 11OV, y al igual que los paneles de 69kV, en los breakers

principales para la alimentación DC de los paneles tienen instalados un relé

monopolar, cuyos contactos (MCB-1 en la Rg.2.15) envían la señal al panel de

alarmas del estado de apertura del breaker. Estos contactos están conectados en

paralelo y activan la alarma de "Falla de alimentación VCD a 13.8kV".

La falla de alimentación en el suministro de energía de corriente continua de

13.8kV, está asociada a otros eventos como la falta de energía a la salida del

rectificador del cargador de baterías, o falla en el suministro de energía para el

alumbrado de emergencia. En el esquema eléctrico del anexo A, plano KH-5222-

2, se muestra la distribución de DC para los distintos paneles o dispositivos

existentes y los breakers empleados para la alimentación de DC.

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70

En el banco de baterías existente en la celda de reserva de energía debe

mantenerse con una tensión DC de valor constante. Para detectar una

disminución en el voltaje de dicho banco, se tiene un relé de subtensión o mínimo

voltaje conectado a la alarma de falla de alimentación de DC a nivel de 13.8kV.

2.5.5.2.2. Falla Sobrecogiente 13.8kV.

Los elementos de protección de sobrecorriente de los alimentadores primarios

(50/51, 50N/51N, 79N), están dotados de relés de salida cuyos contactos (51X,

79FX y 43-79NO) están dispuestos de tal manera que se envía un pulso o una

señal digital positiva, al existir un evento de falla, tal como muestra la figura 2.15.

2.3.5.2.3. Falla alimentación VCA.

En todas las celdas de 13,8kV, así como en los GIS, existe un suministro de AC

de 120V o 240V proporcionado por el transformador de servicios auxiliares. Este

suministro es empleado para la iluminación de los paneles de control,

alimentación de los elementos de protección, etc. Esta falla hace referencia a la

falta de alimentación AC en las celdas, en los GIS, a la entrada del rectificador.

Todos los contactos (52A1-52A9) de los relés acoplados a los breakers, se

encuentran conectados en paralelo.

En el diagrama de conexión, plano MO4 del anexo A se tiene la distribución de la

alimentación para AC y los relés que operan la alarma de perdida de AC.

2.3.5.2.4. Operación de relé de Frecuencia,

El relé de frecuencia, es un dispositivo digital cuyos valores máximos y mínimos

son programables y que al salir del rango definido por esos valores, acciona la luz

indicadora de alarma. Este relé posee cuatro salidas a relé (81) que pudieran ser

utilizadas independientemente, sin embargo todas estas salidas se encuentran

conectadas en paralelo y accionan simultáneamente la alarma.

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73

• Tercera conmutación a los 115° C: acción de "disparo", desconexión del

interruptor SF6 (GCB) y del interruptor de vacío (VCB).

El segundo control de temperatura, (temperatura del aceite), realiza acciones de

control:

• Primera conmutación a los 85° C: acción de "alarma"

• Segunda conmutación a los 95° C: acción de "disparo" del interruptor SF6.

2.3.5.3.1. Falla en el sistema de refrigeración.

El sistema de refrigeración, esta constituido por dos ventiladores acoplados al

transformador. Cuando ocurre un incremento de temperatura en los arrollados del

transformador, se activa el encendido de los motores (FM) de los ventiladores

(Fig.2.16). Estos motores están equipados con relés térmicos, los cuales se

disparan cuando existe una sobrecogiente en los bobinados de cualquiera de los

dos motores y cuyos contactos, 49F1 y 49F2 para cada motor ventilador,

accionan la alarma de "Falla en el sistema de refrigeración" (Fig.2.15.).

2.3.5,3.2. Sobretemperatura del transformador.

Se produce cuando el controlador térmico del aceite o el controlador de los

arrollados del transformador, ejecuta la primera o segunda acción de control

respectivamente. Los contactos de ambos controles de temperatura (49D para el

aceite y 49W para los arrollados), se encuentran conectados en paralelo y

encienden la lámpara de alarma en el panel conectada al terminal L4 (Fig.2.15).

2.3.5.3.3. Falla del transformador.

Esta falla es producida cuando el relé de protección diferencial o el relé de presión

súbita se disparan, activando los contactos 63X o 87X en la figura 2.15. y

produciendo el encendido de la alarma de "Falla en el transformador".

74

2.3.3.3.4. Nivel de aceite en el transformador.

El transformador de potencia, esta equipado con un indicador de nivel de aceite,

cuyos contactos (OIL LEVEL LOW) se cierran cuando e! aceite alcanza el mínimo

volumen permitido como se indica en la Fig. 2.15. Estos contactos encienden una

luz indicadora en el panel de control, del cual se puede tomar la señal de entrada

para el PLC. Los terminales desde los cuales se tomarán la señal de las alarmas

provenientes del transformador, se encuentran en la celda de servicios auxiliares

y se encuentran expresadas a continuación;

- Termina] L4: señal de alarma de "Sobretemperatura del transformador"

- Terminal L5: señal de alarma de "Falla del sistema de enfriamiento del

transformador"

- Terminal L6: señal de alarma de "Bajo nivel de aceite"

- Terminal L9: señal de alarma de "Falla del transformador71

- Terminal AL2: Terminal común negativo para el retorno de señal.

2.3.5.4. Acondicionamiento délas Señales de Alarma.

La adquisición de las señales de alarma, señales discretas, se la realiza de

manera similar a las luces indicadores de estado, es decir, se acciona

simultáneamente a la lámpara indicadora, un relé de estado (Fig. 2.17.).

HP1

Contactode alarma

Lámpara deindicación

PL

HN1

DC1

RA-Y10

PLC

DC2

Fig.2.17. Adquisición de las señales del panel de alarmas

75

El reconocimiento de las alarmas se lo deberá hacer tanto en la subestación,

como en la estación maestra de El Calvario es decir, ¡ocalmente se debe silenciar

ia alarma (reconocimiento) y realizar los trabajos de reparación y remotamente

reconocer la alarma en la pantalla del computador mediante el software MMI.

2.3.6. SEÑALES ANALÓGICAS.

En este proceso eléctrico, es posible conseguir valores de temperatura y presión

como señales analógicas e ingresarlas al PLC para el tratamiento de datos.

2.3.6.1. Temperaturas.

Para determinar la temperatura de los arrollados del transformador y de las

temperatura del aceite, se utilizan termocuplas tipo J, acondicionadas con set

points o niveles de referencia. Cuando la señal acondicionada supera cada nivel

de referencia se ejecuta el cierre de reiés actuadores, produciendo una señal

discreta que llega hasta el panel de alarmas o al relé de desconexión.

Una solución para el monitoreo de estas señales resulta en llevar hasta el PLC las

señales discretas de 110VDC que los contactos de los niveles de referencia que

estos transductores generan, realizando de esta manera el monitoreo del estado

de la alarma como se indicó anteriormente. Por cada set point que el transductor

de temperatura tenga se deberá utilizar una entrada digital. Sin embargo, es

posible instalar tarjetas análogas a cada una de las termocuplas (dos en total), y

poder registrar con precisión las temperaturas internas del transformador y

prevenir algún defecto del mismo, mejorando los trabajos de mantenimiento.

2.3.6.2. Presiones.

Cuando las presiones del gas SF6 de los grupos disyuntores disminuyen a un

valor mínimo tolerable, un transductor entrega señales discretas que comandan

las acciones de control y de las cuales se puede tomar las señales de entrada. Al

instalar un transductor de presión con salida analógica será posible prevenir con

76

mucha anticipación una posible falla de "baja presión de gas" y realizar los

trabajos de mantenimiento de los grupos disyuntores con anterioridad.

Para este trabajo se ha escogido la opción de tomar las señales digitales, para el

monitoreo de presiones y temperaturas, sin embargo, los equipos quedan

especificados para aceptar esta modificación en el futuro.

2.4 SISTEMA DE COMUNICACIONES.

Un sistema de comunicación está constituido por ordenadores y dispositivos

inteligentes conectados entre sí, con el propósito de compartir la información

generada en cada nodo o terminal de la red.

Dentro de la subestación Muíalo, los elementos encargados de recolectar la

información son los CVM's y deben ser conectados en red para la transmisión de

datos.

El sistema de comunicaciones para los CVIVTs de la subestación Muíalo está

constituido por una red de topología BUS3, bajo el estándar de comunicación RS-

485, y bajo el protocolo de comunicación MODBUS, teniendo al PLC como unidad

maestra o central.

2.4.1. PROTOCOLO DE COMUMCACIÓN MODBUS.

El lenguaje que los analizadores CVM-144 utilizan para poder comunicarse con el

PLC es Modbus RTU. Este protocolo emplea dispositivos para comunicarse con la

técnica maestro-esclavo (master-slave), en el cual solamente el dispositivo

maestro puede inicializar las comunicaciones, los esclavos responden

proporcionando la información que el elemento maestro haya solicitado.

3¡Topología Tipo Bus: caracteriza una red lineal sobre la que se conectan todos los elementos y dispositivos de la red.

77

El protocolo Modbus establece el formato tanto para el mensaje de pregunta del

elemento maestro como para el mensaje de respuesta de los dispositivos

esclavos, esto se puede observaren la figura 2.18.

La pregunta del elemento maestro, está constituido por varios campos: el campo

de la dirección del dispositivo, un código de la función que define la acción que

debe realizar el esclavo, el campo de datos que contienen cualquier información

que el esclavo necesite para realizar la función o cualquier dato que se enviará; y

un campo de chequeo de errores que proporciona un método para que el esclavo

valide la integridad del contenido del mensaje.

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Datos

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Dirección del esclavo

Código de la función

Datos

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Fig. 2.18. Ciclo de mensajes de pregunta-respuesta.

El mensaje de respuesta del esclavo también se construye usando el protocolo

Modbus, el cual contiene los campos que confirman la acción tomada. Si el

esclavo hace una respuesta normal, el código de la función en la respuesta es un

eco del código de la función en la pregunta. El campo de datos esta formado por

los bytes que contienen los datos recogidos por el esclavo. El campo del chequeo

de errores, permite que el maestro confirme, si el contenido del mensaje es

válido. Si ocurre un error, el código de la función se modifica para indicar que la

respuesta es una respuesta de error y los bytes siguientes contienen un código

que describen el error.

78

2.4.1.1. Modos de transmisión serial.

Los dispositivos electrónicos que soportan el protocolo Modbus, pueden

comunicarse mediante dos modos de transmisión: el modo ASCII y/o el modo

RTU. El modo de transmisión, define el volumen de bits de los campos del

mensaje y determina como la información será empaquetada y decodificada

dentro de los campos del mensaje.

Modo ASCII. En el modo ASCII (código ASCII), cada byte de ocho bites del

mensaje, se envía como dos caracteres de ASCII. La ventaja principa! de este

modo es que permite que los intervalos del tiempo de hasta un segundo ocurran

entre ios caracteres sin causar un error.

Modo RTÜ. En este modo de transmisión cada byte de 8 bits en un mensaje,

contiene dos caracteres hexadecimales de 4 bits. La principal ventaja de este

método, consiste en que, la mayor densidad del carácter, permite un mayor

rendimiento en el procesamiento de datos que el modo ASCII para la misma

velocidad. Cada mensaje debe ser transmitido en forma de un flujo continuo de

datos.

Los CVM's implementados en la subestación Muíalo soportan el modo de

transmisión RTU, El formato para cada byte en modo RTU de los CVM's es:

• Código: 8 bits binarios, hexadecimales del 0-9, A-F.

Dos caracteres hexadecimales contenidos en cada campo de

ocho bits del mensaje.

• Bits por Byte (11 bits): 1 bit de inicio.

8 bits de datos, el bit menos significativo se envía primero.

1 bit de paridad, o ningún bit para no paridad.

1 bit de parada si hay paridad, o 2 bits para si la comunicación

se realiza sin paridad.

• Campo de chequeo de errores: Chequeo por redundancia cíclica (CRC).

79

2.4.1.2. Descripción de la estructura de la trama del mensaje Modbus.

En cualquiera de los dos modos, el mensaje es empaquetado dentro de un marco

o grupo de bits que poseen un punto de inicio y fin conocidos, con el objeto de

que los dispositivos receptores sepan cuando comienza el mensaje, lean la

dirección y reconozcan de qué dispositivo se trata y cuando finaliza el mensaje.

En modo RTU los mensajes empiezan con un intervalo de silencio cuya duración

es 3,5 veces el tiempo de un carácter. Este tiempo es calculado haciendo relación

a la velocidad de transmisión con la que se ha especificado trabajar en la red

(tiempos TI, T2, T3 y T4 en la figura 2.19.). Luego de este tiempo de silencio, se

envían los cuatro campos de los que está constituido la trama en MODBUS como

son:

- El campo de la dirección del dispositivo esclavo.

- El campo de la función,

- El campo de datos y

- El campo de chequeos de errores.

Todos los caracteres a transmitir, permitidos para todos los campos, son

caracteres hexadecimales. Luego de enviarse el último bit del campo de chequeo

de errores, otro tiempo de silencio de 3,5 veces el tiempo del carácter, señala la

finalización del mensaje, luego de esto otro nuevo mensaje puede inicializarse. La

trama debe enviarse de manera continua, si un intervalo de tiempo mayor a 1,5

veces el tiempo de un carácter, se produjera entre bits de la trama, el dispositivo

receptor vacía el mensaje incompleto y asume que el próximo byte será el campo

de dirección de un nuevo mensaje.

TRAMAINICIO

T1 T2 T3 T4

DIRECCIÓN

8 bits

FUNCIÓN

8 bits

DATOS

n x 8 bits

CHEQUEO ERRORCRC

16 bits

FIN

T1 T2 T3 T4

Fig. 2.19. Estructura de la trama del mensaje MODBUS.

80

2.4.1.2.1. El campo de la dirección del dispositivo esclavo.

En el modo RTU, este campo contiene 8 bits que identifican únicamente el

dispositivo esclavo involucrado en la operación, correspondiente a la dirección del

dispositivo. Las direcciones válidas que el elemento maestro puede generar en

este campo y enviar a los dispositivos esclavos, están en el rango de O a 247 en

decimal. Individualmente, a los dispositivos esclavos se les puede asignar una

dirección en el rango de 1 a 247. La dirección O es utilizada por el dispositivo

maestro para poder realizar una comunicación tipo brodcast4, en la que todos los

elementos esclavos reconocen el mensaje.

Cuando el dispositivo esclavo recibe un mensaje con su dirección, lo reconoce y

desarrolla el comando especificado dentro del paquete. Para una trama de

respuesta que el dispositivo esclavo genere, coloca en este campo su dirección,

para que el dispositivo maestro reconozca cual dispositivo esclavo envía el

mensaje.

2.4.1.2.2. El campo de la función.

El campo de la función de una petición en Modbus, es una palabra de un byte de

longitud, que indica al dispositivo direccionado que tipo de operación debe

desarrollar, como por ejemplo la lectura de estado ON/OFF de un grupo de

entradas del dispositivo, los datos contenidos en una localidad de memoria del

dispositivo, o permitir cargar, recuperar o verificar el programa residente en el

esclavo. Los códigos válidos están en el rango de 1 a 255 en decimal, de estos,

unos códigos son aplicables a todos los consoladores Modbus, otros se aplican a

ciertos modelos y un tercer grupo de códigos se reservan para uso futuro.

Cuando el esclavo responde al dispositivo maestro, usa este campo para indicar

una respuesta normal (libre de error), colocando o repitiendo en este campo, el

código de función original de la trama de petición. Ssi una clase de error se ha

Comunicación broadcast: Se produce cuando un mensaje generado por la estación maestra, va dirigida hacia todoslos dispositivos esclavos.

81

producido (llamado una respuesta de excepción), el esclavo responde con el

código de función original, con el bit más significativo puesto a 1 lógico.

2.4.L2.3. El campo de datos.

El campo de datos de una petición de Modbus, es de longitud variable formado

por juegos de dos números hexadecimales. En el mensaje de petición del

maestro, este campo contiene información requerida por. el dispositivo esclavo,

para desarrollar un comando especificado en el campo de la función. En el

mensaje de respuesta del esclavo, si no ocurriese ningún error, este campo

contendrá los datos de retorno pedidos o requeridos por el maestro, como por

ejemplo los valores del registro o estado de entradas o salidas del controlador. Si

ocurre un error, el campo de datos contiene un código de "excepción" que la

aplicación del equipo maestro puede utilizar, para determinar la siguiente acción a

ser tomada.

El campo de datos puede ser de longitud cero en cierta clase de mensajes, esto

depende del tipo de función a realizar, ya que en algunas funciones, el esclavo no

requiere de información adicional, por lo que el mensaje constara solo del código

de la función.

En general, los datos en este campo, se encuentran contenidos dentro de

registros de 16 bits o 32 bits de longitud. En registros de 16 bits se transmite

primero el byte de orden mayor o más significativo y luego el de orden menor o

menos significativo. En registros de 32 bits, se transmite primero la palabra de

mayor orden y la palabra de menor orden después.

Por ejemplo, si un registro de 16 contiene el valor de 12AB Hexadecimal, este

registro es transmitido de la siguiente manera:

Byte de mayor orden = 12 Hex

Byte de menor orden = AB Hex

82

El registro será transmitido en el orden 12 AB.

Si un registro de 32 bits, contienen el valor de OA1B2C3D Hexadecimal, este

registro es transmitido como:

Palabra de mayor orden: OA1B Hex

byte más significativo = OA Hex

byte menos significativo = 1B Hex

Palabra de menor orden: 2C3D Hex

byte más significativo = 2C Hex

byte menos significativo = 3D Hex

El registro es enviado en el orden OA 1B 2C 3D,

2.4.1.2.4. El campo de chequeos de errores.

El campo de chequeo de errores, permite al dispositivo receptor, determinar si el

contenido del mensaje ha sido alterado en el proceso de la transmisión del

mensaje. En modo Modbus RTU, este campo tiene una longitud de 16 bits y

emplea un algoritmo de Chequeo de Redundancia Cíclica de Errores (CRC) que

es añadido al mensaje al final del mismo.

El dispositivo que envía el mensaje, calcula un valor (16 bits de longitud) usando

el algoritmo CRC y ¡o coloca en este campo. De igual manera ei dispositivo

receptor recalcula el CRC sobre el paquete recibido excepto el campo de chequeo

de errores, esto, durante la recepción del mensaje, el valor resultante es

comparado con el CRC del campo de errores del mensaje recibido. Si el cálculo

de verificación (CRC) del dispositivo receptor no es igual al CRC del mensaje

recibido, el dispositivo receptor considera que ha existido un error o una alteración

del mensaje y lo descarta, generando luego una respuesta de excepción.

83

2.4.1.3. Transmisión Serial en Modbus.-

Cuando las tramas son transmitidas a través de un puerto serial, estas son

enviadas desde el bit menos significativo hasta el bit más significativo tal como se

muestra en la figura 2.20., esto es de izquierda a derecha.

Además del CRC que se aplica sobre toda la trama del dispositivo que está

transmitiendo, es posible realizar el chequeo de la paridad, ambos métodos de

corrección de errores, son siempre generados en el dispositivo transmisor y

aplicado en el mensaje antes de la transmisión, para luego ser revisados en el

dispositivo receptor.

La revisión de paridad tiene dos modos (Even y Odd Parity) los cuales se

configuran en los consoladores, junto con la velocidad de transmisión. En ambos

casos el receptor contabiliza todos los bits puestos a uno (1 lógicos). Cuando se

escoge la opción Even (paridad), el bit de paridad se pondrá a 1 lógico si los bits

puestos a uno del mensaje son pares. Si se configura con "Odd Parity", el bit de

paridad será un 1 lógico si el número de bits puestos a uno del mensaje es un

numero impar.

LSB MSBInicio blto bitl bit 2 bita bit 4 bit 5 bit6 bit? Paridad Stop

Transmisión con chequeo de Paridad

LSB MSB

Start bit O bltl bit 2 bit3 bit 4 bit5 bit 6 bit? Stop Stop

Transmisión sin chequeo de Paridad

Fig. .2.20. Transmisión serial de las tramas en Modbus.

El maestro, puede ser configurado por el usuario para esperar un tiempo

predeterminado por una interrupción antes de abortar la transacción. Este

intervalo de tiempo debe ser lo suficientemente amplio para permitir a cualquier

esclavo responder normalmente. Si el esclavo descubre un error en la

84

transmisión, el mensaje no será aceptado. El esclavo no construye una respuesta

al maestro y el tiempo de espera expirará permitiendo al programa del maestro

manejar el error. Un mensaje direccionado a un dispositivo no existente también

provoca una expiración del tiempo de espera.

2.4.13.1, El algoritmo de detección de errores CRC.

Este algoritmo de corrección de errores, se aplica solo a los ocho bits de datos en

cada carácter para la generación del CRC. Sobre el bit de inicio, el bit de parada y

el bit de paridad, no se aplica el CRC. El CRC comienza cargando un primer

registro de 16-bits con el valor FF hexadecimal (todos los bits puestos a 1 lógico).

El proceso se aplica, entonces sobre bytes de 8 bits sucesivos del mensaje

contenidos en un segundo registro.

Durante la generación del CRC, sobre cada carácter de ocho bits, se realiza una

operación lógica OR-exclusivo con el contenido FF del primer registro. El

resultado es rotado en la dirección del bit menos significante (LSB), el contenido

del bit más significante (MSB) es llenado con un O lógico. El LSB se extrae y se

examina. Si el LSB fuera un O, ninguna operación lógica tiene lugar y se repite la

rotación en el mismo sentido. Si el LSB es un 1, sobre el registro se aplica

entonces una operación OR exclusivo con el valor fijo hexadecimal (OA 01)

generado de un cálculo polinomial.

Este proceso de rotación se repite, hasta obtener ocho rotaciones cuyo bit

saliente LSB sea un 1 lógico. Después del último (octavo) proceso de rotación,

sobre el próximo byte del mensaje, se aplica una nueva operación OR exclusiva

con el valor actual del registro, y el proceso se repite para ocho salidas del bit

LSM puesta a 1L, como se describió anteriormente. El contenido final del registro,

después de que, sobre todos los bytes del mensaje se hayan aplicado estas

operaciones, es el valor de CRC.

Cuando el CRC se añade al mensaje, el byte de orden más bajo se añade

primero, seguido por el byte de orden más alto. En el anexo C, se tiene un

85

ejemplo de cómo se ejecuta un algoritmo de redundancia cíclica, para registros de

16bits(CRC-16).

2.4.1.4. Código de Funciones Modbus.

Para obtener información o realizar comandos de control, tales como, leer o

escribir en los registros de memoria, leer e! estado de las salidas discretas o

accionar una salida de un dispositivo esclavo; es necesario que el maestro mande

un mensaje de petición al dispositivo esclavo. Existen muchos códigos de

funciones en el protocolo Modbus, que determinan la acción que el controlador

deba realizar. No todas estas funciones se encuentran disponibles en los

diferentes equipos que trabajan con este protocolo. Cada controlador soporta

únicamente las funciones necesarias para su operación, sea que este funcione

como esclavo o como maestro.

La siguiente tabla 2.1., muestra los códigos de funciones soportados tanto por el

PLC como por el CVM-144, de las cuales las funciones 01, 02, 03, 04 y 05 se

detallaran en este trabajo.

Tabla 2.1.

Código

01

02

03,04

05

15

16

Nombre

Leer un grupo de bobinas

Leer un grupo de entradas

Leer un valor desde uno o más registros de memoria

Forzar una salida ON/OFF (soio esclavo)

Forzar un grupo salidas ON/OFF

Escribir un valor dentro de grupo de registros de

memoria

PLC Koyo

Si

si

Si

SI

SI

SI

CVM-144

Si

No

Si

Si

No

No

Modbus separa el tipo de dato por rangos de direcciones, así tenemos, que la

referencia para señales discretas de salida son las direcciones Oxxxx, para

señales discretas de entrada se hace referencia a las direcciones 1xxxx, la

referencia para registros de memoria son las direcciones 3xxxx y 4xxxx, etc; de

esta manera todas las direcciones para cada tipo de datos, están referidas a cero,

86

es decir, las direcciones de señales discretas de salida, direcciones de señales

discretas de entrada, direcciones de registros de memoria, etc., siempre tienen

por dirección inicial, la dirección cero. Modbus relaciona también, el tipo de dato

con el código de función a ejecutar. Por ejemplo, la función 01, hace referencia a

una operación con señales discretas de entrada y las relaciona con las

direcciones Modbus Oxxxx; la salida 1 del dispositivo esclavo, es la dirección

00000 de las salidas discretas para el protocolo Modbus. El código de función 03

o 04, hace referencia a los registros de memoria de los dispositivos y a las

direcciones 4xxxx del protocolo Modbus, de esta manera, la dirección 10 de los

registros de memoria corresponde a la dirección 40010 en Modbus. Así, la función

03 o 04, ya especifica una operación con registros de memoria. Entonces la

referencia 4xxxx está implícita en la función.

2.4,1.4.1. Función 01: Lectura de estados de bobimis.-

Lee el estado ON/OFF de las salidas discretas en el dispositivo esclavo. Esta

función no se aplica a una comunicación de difusión o "broadcast". Hace

referencia a las direcciones Oxxxx.

En la figura 2.21.a. se muestra el mensaje de petición del estado de 10 salidas,

así como el mensaje de respuesta. En esta función, el mensaje de petición, se

especifica de la siguiente manera:

a) Mensaje de peticiónDirecciónesclavo

11

Función

01

Bobina o salida de inicio

00 13

Numero de salidas aleer

00 25

CRC

~ -

1 byte 1 byte 2 bytes 2 bytes

b) Mensaje de respuesta

2 bytes

Direcciónesclavo

11

Función

01

Numerode bytes

05

Datol

OA

Dato 2

CD

Dato 3

81

Dato 4

65

Dato 5

1A

CRC

- -

1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 2 bytes

Fig. 2.21. Mensaje de petición (a) y respuesta (b), para la función 01

87

• La dirección del esclavo en 1 byte, en este caso el esclavo 17 (11 hex).

• El código de la función en 1 byte: lectura de salidas (01 hex).

• La bobina o salida de inicio en 2 bytes, bobina N° 20 (00 13 hex).

• El número de salidas (bits) a leer especificadas en 2 bytes, para el ejemplo, 37

salidas o bobinas, (00 25 hexadecimal).

• El CRC, que contienen la corrección por redundancia cíclica (2 bytes).

En el mensaje de respuesta, el estado de cada bobina o salida corresponde a un

bit de cada byte de datos. El estado de la salida es indicado con los valores

lógicos del bit: 1L = ON, OL = OFF. El bit LSB del primer byte de datos, contiene el

estado de la salida que se direccionó en la pregunta, los otros estados de las

salidas digitales (bobinas), se siguen colocando en el byte, hacia el bit más

significativo. Si la cantidad de salidas a leer, no es un número múltiplo de 8, los

bits restantes del byte de datos, son llenados con ceros lógicos. De esta manera,

para el mensaje de respuesta de la Fig, 2.21 .b. se tiene:

• La dirección del esclavo en1 byte, esclavo 17 (11 hex)

• El código de la función en1 byte: eco de la función de original (01 hex)

• Número de bytes, en un registro de 1 byte, indica el número completo de bytes

a leer, 5 bytes, en este caso, este valor depende del rango de salidas a leer.

• Primer dato en 1 byte (OA), correspondiente a las salidas 13 a la 20

• Segundo dato en 1 byte (CD), correspondiente a las salidas 21 a la 28

• Tercer dato en 1 byte (81), correspondiente a las salidas 29 a la 36

• Cuarto dato en 1 byte (65), correspondiente a las salidas 37 a la 44

• Quinto dato en byte (1A), correspondiente a las salidas 45 a la 49, las salidas

50 a la 53 son llenadas con cero lógico para completar el byte a transmitir.

• El CRC, que contienen la corrección por redundancia cíclica (2 bytes)

2.4.1.4.2. Función 02.- Lectura de un grupo de entrada.

Lee el estado ON/OFF de las entradas discretas del dispositivo esclavo. Esta

función no se emplea para comunicaciones broadcast. Hace referencia a las

direcciones 1xxxx.

88

En la figura 2.22 se tiene un ejemplo para esta función, todos los valores de la

trama, son valores hexadecimales. El mensaje de petición, es para leer entradas

desde la dirección 10197 (C4 hex) hasta la dirección 10218 (C4 + 16 = DA)

especificando la dirección de la entrada inicial y el número de entradas (bits) a ser

leídas. En el mensaje de respuesta, cada bit indicará el estado de las entradas del

dispositivo. El primer bit menos significativo LSB, indicará el estado de la dirección

inicial, que se especificó en el mensaje de petición. Los bits que no representen a

una entrada solicitada, serán llenados con O lógicos.


11

1 byte

Direcciónesclavo

11

Función

02

Registro de inicio

00 C4

Numero de Registros

00 16

CRC

-

1 byte 2 bytes 2 bytes 2 bytes

b) Mensaje de respuesta

Función

02

Numero debytes

03

Datol

05

Dato 2

00

Dato 3

03

CRC

2C 3C

1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 1 byte 2 bytes


El primer byte de datos contiene el estado de las entradas 10197 a la 10204, el

segundo byte, las entradas 10205 hasta la 10212 y el tercer dato las entradas

10213 a la 10218.

2.4.1.4.3. Función 03, 04: Lectura de un valor desde uno a más registros de memoria,

En protocolo Modbus, la función 03, lee el contenido binario de los registros de

memoria de un dispositivo esclavo, mientras que la función 04, lee el contenido de

registros de entrada. En la memoria de datos de los dispositivos electrónicos, se

puede aplicar ambas definiciones, realizando la misma acción al ejecutar

cualquiera de estas dos funciones.

Esta función, hace referencia a las direcciones 4xxxx de Modbus. Esta función no

se aplica a las comunicaciones de difusión o tipo broadcast. Para el ejemplo de la

figura 2.23., la estación maestra pide el valor de los registros 40011, 40012 y

89

40013 de la estación eslavo. Estos registros corresponden a las direcciones 10,

11 y 12 (OA, OB, y OC en hexadecimal) en Modbus. El mensaje de petición

especifica el registro de inicio (OA), y el numero de registros a leer (03).


64

Función

03

Registro de inicio

00 OA

Numero de Registros

00 03

CRC

2C


b) Mensaje de respuestaDirecciónesclavo

OA

._ ., Numero _ . , ,Función _, , , Registro 1de byíes

03 06 04 AE

Registro 2

04 BO

3C

2 bytes

Registro 3

04 B5

CRC

2C 3C

1 byte 1 byte 1 byte 2 bytes 2 bytes 2 bytes 2 bytes


La respuesta del dispositivo esclavo, consta de registros de 2 bytes que contienen

los valores pedidos por la estación maestra. El número de bytes, es ei dobie que

el número de registros de memoria pedidos.

2.4.1.4.4. Función 05: Forzar salidas o bobinas simples.

La función 05 forza una sola salida discreta a "encendido" o "apagado". En una

comunicación de difusión, esta función forza la misma bobina de referencia en

todos los dispositivos esclavos y ejecutan la misma acción de control. El mensaje

de petición especifica la dirección de la salida a ser forzada.

a) Mensaje de petición

Direcciónesclavo

11

Función

05

Registro de inicio

00 AC

Numero de Registros

FF 00

CRC

- --


a) Mensaje de respuesta

2 bytes

Direcciónesclavo

11

Función

05

Registro 1

00 AC

Registro 2

FF 00

CRC

-_ ~

1 byte 1 byte 2 bytes 2 bytes 2 bytes

Fig. 2.24. Mensaje de petición (a) y respuesta (b), para ia función 05.

90

El contenido del campo de datos indica la acción a tomar, así, un valor de FF H en

el campo de datos solicita el encendido de la bobina y un valor 00 H, el apagado.

Un ejemplo de esta función se muestra en la figura 2.24. El mensaje de respuesta

corresponde a un eco del mensaje de petición, después de que se haya realizado

la acción correspondiente.

2.4.1.5. Respuestas de excepción.-

Existen cuatro posibles ocurrencias, cuando un dispositivo maestro, envía un

mensaje de petición a un dispositivo esclavo:

• El dispositivo esclavo recibe el mensaje de petición sin ningún error de

comunicación y puede manejar la pregunta normalmente, devuelve una

respuesta "libre de error" al maestro.

• Si el esclavo no recibe el mensaje de petición, debido a un error en la

comunicación, el esclavo no devuelve ninguna respuesta, y el programa del

dispositivo maestro, procesará eventualmente una condición de espera para

reenviare! mensaje de petición al esclavo.

• El esclavo recibe la pregunta, pero detecta un error en la comunicación (error

de paridad o del CRC), el programa principal del maestro, procesará

eventualmente una condición de espera para reenviar el mensaje de petición

al esclavo.

• Si el esclavo recibe la pregunta pero no puede desarrollar la acción requerida

(por ejemplo, la lectura de un registro o de una salida no existente), el esclavo

reenvía una respuesta de "excepción" que informa al maestro la naturaleza del

error.

Cuando se produce una respuesta de excepción, el campo de la función y el de

datos, son modificados para distinguirlos de una respuesta normal.

En una respuesta normal, ei esclavo repite el código del campo de la función del

mensaje de petición. Todos los códigos de función tienen un valor menor a 80

hexadecimal, esto implica que el bit más significativo del campo de función es

siempre cero. En una respuesta de excepción este bit (MSB), es puesto 1 lógico.

Por ejemplo para la lectura de un grupo de registros (código 03) se tiene;

Campo de la función en respuesta normal: 0000 0011

Campo de la función en respuesta de excepción: 1000 0011

El programa principal del maestro, puede reconocer la respuesta de la excepción

y puede examinar la zona de informaciones para el código de la excepción.

Dentro del campo de datos de la respuesta de excepción, el esclavo pone un

código de excepción, el cual especifica que tipo de error se ha producido o la

razón de la respuesta de excepción. En el anexo C, se muestra la tabla de los

códigos de excepción.

El programa de la aplicación del dispositivo maestro, tiene la responsabilidad del

procesamiento de las respuestas de excepción. Los procesos típicos son anunciar

reintentos subsecuentes del mensaje, probar mensajes de diagnóstico al esclavo,

y notificar a operadores.

2.4.2. CONSTITUCIÓN E EVTPLEMENTACIÓN DE LA RED DE CVM'S.

En el diagrama de la figura 2.25, se muestra la implementación de la red de

CVMJs. La red está constituida por ocho analizadores de redes (CVM's), los

cuales se encuentran conectados a un bus de datos por medio de un conversor

RS-232/485. Este conversor se encarga de acoplar los niveles de voltaje con los

que trabaja el puerto 2 del PLC y los puertos de los CVM's.

Los puertos de comunicación con los que se especifica a los CVMJs pueden ser

RS-232 o RS-485, dependiendo del tipo de aplicación que se requiera. Su

descripción en forma general las interfaces de comunicación (RS-232C y RS-

485), las cuales se utilizan en la red de analizadores CVÍVTs, es:

PÍg

.2.2

5. D

iagra

ma

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VM

's

CELDA DE SALIDA

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1 CELDA DE ENTRADA DISYUNTOR SAN RAFAEL DISYUNTOR LASSO

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93

2.4.2.1. Interfaz Serial RS-232C.

Es una técnica de comunicación asincrónica, en la cual, los datos son

transmitidos en grupos de 5, 6, 7 u 8 bits, y enmarcados junto con 1 bit de inicio y

1 o 2 bits de parada. Para realizar una comunicación en RS-232, es necesario

determinar: el protocolo serie (número de bits de datos, paridad, bits de parada),

la velocidad a transmitir (1200, 2400, 4800, 9600 o 19200 bits por segundo) y el

protocolo de control de flujo (Request to Send / Clear to Send o Xon/Xoff).

El estándar RS-435, determina que un 1 lógico para el transmisor, debe

representarse con un voltaje entre -5V a -15V y un O lógico con un voltaje entre

+5V a +15V; para el receptor un 1 lógico esta representado por un voltaje que va

entre -3V a -15V y un O lógico un voltaje entre +3 a +15V.

Permite una comunicación "uno a uno", es decir, que existe una estación

transmisora y solo una estación receptora. La longitud máxima de transmisión

depende de la velocidad empleada y puede llegar hasta los 100 metros. Tiene

velocidades de transmisión estándares de 1200, 2400, 4800, 9600 y 19200 bps.

2.4.2.2. Interfaz Serial RS-485.

Se especifica como una comunicación asincrónica, bidireccíonal, que permite

tener múltiples receptores y drivers en configuración tipo BUS. Permite un número

máximo de 32 equipos, con una longitud de cable máxima de 1200 metros y una

tasa de transmisión de datos de hasta 10Mbps. Otras características que se

puede mencionar del estándar RS-485 son;

• Máxima corriente de cortocircuito del driver: 250mA.

• Impedancia de carga: 54Q.

• Sensibilidad de entrada del receptor: ±200mV.

• Máxima resistencia de entrada del receptor 12kfL

• Rango de salida del transmisor: +1.5V mínimo, ±5V máximo.

94

• Rango de voltaje de la entrada del receptor: de -7V a +12V.

• Uno lógico para el receptor: mayor a 200mV,

• Cero lógico del receptor: menor a 200mV.

El estándar RS-485 tiene como principal característica, fa de trabajar en modo

diferencial, lo que proporciona una transmisión confiable ante la presencia de

ruido. Este estándar soporta comunicaciones half-duplex, lo que hace posible que

solo 2 cables sean utilizados para transmitir y recibir datos, y construir una red

RS-485. Las líneas de control o señales "handshaking", tales como RTS (Request

To Send), son normalmente usadas para controlar la dirección del flujo de datos y

cambiar de acuerdo con la transmisión. En modo RS-485, automáticamente se

sensa la dirección del flujo de datos y cambia la dirección de la transmisión, lo que

hace que no se requiera de señales handshaking. Este control es totalmente

transparente. El software escrito para comunicaciones half-dupíex en RS-232

trabaja sin necesidad de alguna modificación sobre RS-485.

2.4.2.3. Conversor RS-232/RS-485.

Es. un accesorio de comunicación que permite pasar del estándar de

comunicación RS-232C al estándar RS-485. Recibe datos a un nivel de tensión

designados para la comunicación en RS-232 y lo convierte a niveles de tensión

definidos por el estándar RS-485 y viceversa, permitiendo así la comunicación

entre la red de analizadores y el puerto de comunicaciones 2 del PLC.

El conversor RS485/232, posee dos puertos DB9, uno para el estándar RS232, y

el segundo para la red RS485.

2.4.2.4. Descripción de los puertos RS-232.

El puerto RS-232 del Conversor, físicamente es-un conector DB-9. La distribución

de pines para este puerto, se muestra a continuación en la tabla 2.2. El CPU del

PLC utilizado como estación maestra, posee 2 puertos de comunicaciones. El

puerto 1 es utilizado para la programación del controlador, mientras que el puerto

95

2, es un puerto configurable que puede trabajar como RS232 o RS422, este será

utilizado para la administración lógica de la red de CVM's, sobre el estándar

RS232. La tabla 2.3. muestra la distribución de pines para el puerto 2 del PLC.

Tabla 2.2.

Conectar DB9 RS-232N° termina!

2

3

5

7

Señal

Rx

Tx

GND

RTS

Así, ia conexión entre el conversor y el puerto 2 del PLC resulta tal como se

muestra en la figura. 2.26.

15-pln FemaieD Conneclor

Pprt 2 Pin Descrlptions (DL250 CPU)•I234567ftg

1011i131415

5VTXD2RXD2mrs2CTS2RXD2-

ovm/

TXD2-I-Txn?-RTS2 +RT<W»

RXD2 inw +

rvrs?-

SVDCTransmíJ Data (RS232C)Rccoivo Data (RS232C)Readv ío Ssnd ÍRS-232OClear lo Sond (RS-232C)Receivo Dala - ÍRS-422)Logic <3rourKfI nrfr fZrrtttnft

Transmñ Data + (RS-422)Tmn<:míí Onln - fR^-4->*»

Roqucsl ío Sond + (RS-422)RomiocC )n ^*mri - fR£^¿99\o Data •*• (R5-422)

rioar t^ ^í*r»fl i- /Rtí479^P.Ioar To .Snnrt - fRR-4?7\a 2.3. Distribución de pines para el puerto 2 del PLC

CONVERSORRS485/232

SEÑAL PIN

RTS d;GND £

PLC

PIN SEÑAL

CONVERSORRS-485/232

Tx +

RTS

1° 60

*v . GRY +

sJD

DB9RTS

PLC

—~- ^-^—-—^

Fig. 2.26. Conexionado para la transmisión de datos entre el Conversory el PLC.

DB15

96

2.4.2.5. Descripción de los puertos RS-485,-

Los CVM's poseen, en su parte posterior terminales, que constituyen el puerto de

comunicación RS-485, y cuya distribución está dada en la siguiente tabla:

N° Terminal181920

SeñalGNDTx +Tx-

Tabla 2.4. Terminales de comunicación del CVM-144

El puerto RS 485 del conversor RS485/232, empleado para la comunicación con

el PLC, tiene la distribución de pines que se muestra en la tabla 2.4.

ConectorDB9 RS-485

N° Terminal

1

2

5

Señal

Tx +

Tx-

GND

Tabla 2.5.

El conexionado entre los CVM's y el puerto RS485 del conversor se muestra en la

siguiente figura (Fig. 2.27.)

CVM-1 CVM-2 CVM-8

18 19 20 18 19 20GND Tx- GND TX- CONVERSOR

RS-485/232

Tx-

GND

-•2

DB9

Fig. 2.27. Conexionado correspondiente a los CVM's y el conversor RS485.

2.4.3. EL CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE (PLC).

Ei equipo de control lo constituye un PLC marca KOYO de la serie Direct Logic

205 (Fig. 2.28.), el cual se ¡mplementará en el tablero de control TC -1. La serie

205 de Direct Logic, se programa mediante un paquete denominado

DirectSOFT32. DirectSoft es un software basado en Windows, el cual soporta dos

tipos de programación; la programación escalera (ladder) y la programación por

etapas (stage).

Fig.2.28. Controlador Lógico Programable marca KOYO

Todas las familias de PLCJs de Koyo trabajan mediante un sistema de numeración

octai, y usan todos sus registros de memoria, para incluir señales discretas de

entradas y salidas (I/O), registros de memoria, temporizadores, contadores, etc.,

en grupos de ocho. De este modo, todos los elementos y recursos del PLC son

contados en octal. El set de instrucciones del CPU, debe acceder a los recursos

del PLC mediante direcciones octales.

2.4.3.1. Localidades de Memorias.

Las localidades de memoria del PLC 205 utilizadas, pueden ser de dos tipos:

memorias discretas y palabras de memorias. La memoria discreta es un bit que

puede valer 1L o un OL. El área de memoria discreta es utilizada para salidas,

entradas, relés de control, estado de temporizadores, estado de contadores. Las

palabras de memoria, llamadas "memorias variables" (V-memory), son localidades

de 16 bits, normalmente usados para manipular o guardar datos, números, etc.

98

Estas "memorias variables" son registros del PLC, donde se guardan los datos

provistos por el programa ladder y por las configuraciones del programa.

El área correspondiente para las memorias discretas, o para los registros de

memoria, se encuentra referidas a los diferentes tipos de elementos en el PLC.

Los rangos de las memorias y los diferentes tipos de datos, su simbología y

significado se listan a continuación en la Tabla 2.6.

DL250 MemoryMap

Input Points

Outputpoints

Control Relays

Specfal Relays

Tímers

Tímer CurrentValúes

Timer Status Bits

Counters

CounterCurrení Valúes

Counter StatusBits

Data Words

Síages

Systempararneíers

«Djsc ret e? M erpo ry*.

XO-X777

YO-Y777

CO-C1777

SPÜ-SP777

TO„-__

None

TO-T377

CTO-CT177

None

CTO-CT177

None

None

i' iWpi rdj Mjam ofy&rsáv&Ei&f ¿fo n ceáá. 1T**r, ^mfa¿$¿&>'t¿$w sPpi

V40400-V40437

V40500-V40537

V40600 - V40677

V41200-V41237

VO-V377

V41100-V41117

V41140-V41147

V1000-V1177

V41140-V41147

V1400-V7377V10000-V17777

\/7400-\/7777V37000-V37777

jgiÁ512

512

1024

512

25S

256

256

128

128

128

7168

1024

768

XO

H hYO

CO CO

H h -( )-SPO

H hTIvlR T

K1000

VO KIQO

TO

H h— CMT CTO

K10

V1000 K100

CTO

H hNone specific, used wlth manyinstructions

SG~~" S 001 _

SO

^ hNone specific, used for variouspurposes

Tabla 2.6. Mapa de memoria y símbolos de los diferentestipos de datos del PLC- 205.

99

2.4.3.2. Programación del PLC.

Básicamente, la programación del PLC consistirá en la lectura de los registros de

memoria de los ocho analizadores de redes eléctricas (CVM) y el manejo de las

señales de control de los interruptores de potencia SF6, de cada salida primaria y

de los disyuntores de interconexión para Lasso y San Rafael.

Las direcciones de los registros de memoria, de los parámetros eléctricos del

CVM, leídos por el PLC se muestran en la tabla 2,7.

Cada parámetro del CVM, es una palabra doble (4 bytes de longitud) en valor

hexadecimal. El PLC accede a ellos mediante la función de lectura 03 o 04 del

protocolo MODBUS RTU.

VARIABLE

Tensión fe se- V 1Corriente - A 1Potencia activa - RVV1Potencia reactiva - kvar 1Factor de potencia - PF1Tensión fose - V2Corriente - A2Poten a" a activa - RVV2Potencia reactiva - RvarSFactor de potencia - PF2Tensión fase- V3Corriente - A3Potencia activa - kW3Potencia reactiva - kvar 3Facbr de potencia - PF3

Potencia activa trifásica - kWII IPotencia inductiva trifásica - kvarL IIIPotencia capacitiva trifásica - kvarC I IICostp III

Factor de potencia trifásico -PF III

Unidades

V x 1 0mAWatiosvarP.F x 100Vx1QmAWatiosvarP.Fx-100V x 1 0mAWatiosvarP.F x 100

WatiosvarvarCoscpxIÜÜ

P.F x ICO

REGISTROS MODBUSHEXA-DECIMAL (longs)

ValorACTUAL

00-0102-0304-0506-0708-09OA-OBOG-ODOE-OF10-1112-1314-1516-171&-191A-1B1C-1D

1E-1F20-2122-2324-25

26-27

ValorMÁXIMO

60-6162-6364-6566-6768-696A-6B6C-6D6E-6F70-7172-7374-757G-7778-797A-7B7C-7D

7E-7F80-8182-8384-85

86-87

ValorMÍNIMOCO-C1C2-C3C4-G5C6-C7CS-C9CA-GBCOCOCE-CFDO-D1D2-D3D4-D5D6-D7D.S-D9DA-DBDC-DD

DE-DFEQ-E1E2-E3E4-E5

E6-E7

Tabla 2,7.a. Registros de memoria MODBUS para el CVM-144.

100

VARIABLE

Frecuencia. (L11 - HzTensión línea L1-L2-V1 2Tensión línea L2-L3 - V23Tensión línea L3-L1-V31%THD V 1%THD V 2%THDV3%THD I 1%THD I 2°/oTHD I 3

Enerafa activa- kW.hEneraía reactiva inductiva - levar» h LEnerafa reactiva capacitiva - kvar.h C

Potencia aparente trifásicaMáxima demanda

Entrada analóciica 1Entrada analóciics2Entrada analógicas

Unidades

HzxIOVx10Vx lOVx lO%X10%X10%x10%x10% x l O%x10

W. hvar.h Lvar.h C

kVA IIIMd íPd)

n° puntosn°_puntQsn° puntos

REGISTROS MODBUSHEXA-DECIMAL (lonflS)

ValorACTUAL

28-292A-2B2C-2D2E-2F30-3132-3334-3536-3738-393A-3B

3C-3D3E-3F40-41

4-2-4344-45

4A-4B4C-4D4E-4F

ValorMÁXIMO

88-898A-8B808 D8E-SF90-9192-9394-9596-9798-999A-9B

9C-9D *9E-9F*AO-A1 *

A2-A3A4-A5

AA-ABAC-ADAE-AF

ValorMÍNIMOE8-E9EA-EBEC-EDEE-EFFO-F1F2-F3F4-F5FG-F7F8-F9FA-FB

FC-FD *FE-FF *

100-101 *

102-103104-105*

1QA-1QB10C-10D10E-10F

Tabla 2.7.b. Registros de memoria MODBUS para el CVM-144.

Al final de este trabajo se anexa el programa empleado por el PLC para el

monitoreo y control de los CVM's de las celdas de distribución.

2.4.3.3. Módulos del Controlador Lógico.

El PLC que se instalará en el tablero TC-1 de la subestación Muíalo, estará

constituido por los siguientes módulos:

- 1 CPU.

1 módulo de comunicación DCM-COM.

- 2 módulos de 32 entradas digitales a 24VDC.

- 2 módulos de 16 salidas digitales a relé.

2.4.3.4. Especificaciones Técnicas de los Módulos del PLC.

Los requerimientos que cada parte del PLC debe cumplir son:

101

2.4.3.4.1. Especificaciones de la CPU:

- 1 puerto de comunicación RS-485.

- 1 puerto de comunicación RS-232.

- Matemática de punto flotante.

- Capacidad de comunicarse en protocolo Modbus.

- 10Kb de palabras de memoria.

- 14Kb de memoria volátil.

- Reloj en tiempo real.

2.4.3.4.2. Especificaciones de los módulos digitales de entrada DC:

- 32 canales por módulo.

- Rango de voltaje de entrada: 10.2 - 26,4 VDC.

- Temperatura de operación: O - 45° C.

- Humedad relativa: 35% - 95%.

2.4.3.4.3. Especificaciones de los módulos digitales de salida DC:

- 16 canales por módulo.

- 2 terminales comunes por módulo.


- Humedad relativa: 35% - 95%.

- Operación a relé.

2.4.3.4.4. Especificaciones del módulo de comunicación DCM-COM:

- CPU requerido: serie 205.

- Diagnóstico: Revisión automática de ROM/RAM, comunicaciones y Ledjs,

- Tipo de interfaz: Serial RS-232/RS-422, comunicación half dúplex, DTE,

Asincrónico, 8 bits por carácter, odd o no paridad.

- Protocolo: K-sequence (propietario), MODBUS RTU.

Inmunidad al ruido según norma NEMA ICS3-304.

102

- Velocidad de comunicación; de 300 a 38.4Kbaudios seleccionare por

switches.


- Humedad de operación: (5-95% no condensado).

2.5 SISTEMA DE ENLACE.

La telemetría de la información recolectada en la subestación Muíalo, debe ser

enviada hasta e! Centro de Control. La distancia aproximada entre la subestación

y el Centro de Control es de 15Km y la mayor parte de la topografía del terreno es

regular y con gran presencia de vegetación. La transmisión de datos se lleva ha

cabo mediante un enlace inalámbrico y mediante el protocolo de comunicación

MODBUS, detallado anteriormente. En el diagrama de la figura 2,29, se muestra

los componentes del sistema de enlace empleado para la telemetría de datos.

El PLC está equipado con un módulo de comunicaciones, denominado DCM-

COM, el mismo que permitirá al PLC, anexarse a la red de telemetría, en este

caso, como dispositivo esclavo.

La transmisión y recepción de datos se realiza mediante un radio módem MRT de

marca CIRCUTOR, el mismo que utiliza una antena unidireccional Yagui para el

enlace.

En el Centro de Control, se instalará otro radio módem MRT, que permitirá la

conexión remota con el Computador Personal, donde residirá el software SCADA,

que permitirá monitorear los recursos del PLC. Este computador actuará como

estación maestra y deberá soportar las características del software y hardware

requeridos para esta apiicación.

£S5a

ic

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Fig

. 2.2

9.

Co

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isle

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nla

ce

104

2.5.1. MODULO DE COMÜMCACIÓN DCM-COM.

El módulo, DCM-COM, permite al PLC, anexarse a la red de enlace, como

elemento esclavo. Está provisto de dos pequeños bancos de dipswitches,

instalados en la tarjeta electrónica del DCM, los cuales permiten configurar

manualmente, los parámetros necesarios para la comunicación como son:

• El protocolo de comunicación.

• Modo de transmisión : hexadecimal o Ascii.

• Velocidad de transmisión del DCM.

» El chequeo de la paridad .

• El tiempo de espera de respuesta.

• La dirección del dispositivo.

2.5.2. EL RADIO MÓDEM.

Para establecer el enlace con el Centro de Control en El Calvario, y poder

acceder a los recursos del autómata por un medio no guiado, se requiere de un

radio módem, que permita una conexión remota entre el Computador Personal y

el PLC.

Las frecuencias a la cua! debe operar el radio módem depende de los modelos

existentes en el mercado y de la factibilidad de operación en una determinada

frecuencia. Ya que se requiere el uso del espectro radioeléctrico como medio de

transmisión, se debe presentar a la Secretaria Nacional de Telecomunicaciones

una subscripción de contrato de autorización para asignación y uso de

frecuencias. Dicha entidad es el organismo de control y administración del

espectro radioeléctrico que asigna el uso de equipos y frecuencias. La frecuencia

de operación asignada a ELEPCO S.A. es de 450Mhz, la cual se encuentra ya

legalizada por ELEPCO. Esta será entonces la frecuencia de operación del radio

módem.

105

2.5.2.1. Velocidad de Transmisión.

La velocidad de transmisión se la determina a partir de la cantidad de bytes que

se necesita transmitir y de que tan crítica resulta la aplicación. El sistema de

telemetría constituye un "Sistema en Tiempo Real Severo", con tiempos de

respuesta en el orden de los segundos.

La cantidad de bytes que se debe transmitir resulta de la suma de parámetros

eléctricos que proporciona los ocho analizadores instalados en el sistema. Cada

carácter a transmitir sobre la interfaz RS-232 o RS-485, tiene una longitud de 11

bits, correspondiente a un bit de inicio, 8 bits de datos (1 byte), un bit de paridad y

un bit de parada. Cabe mencionar, que en MODBUS, si no se configura el bit de

paridad, se utilizan 2 bits de parada. De esta manera para transmitir un parámetro

eléctrico de doble longitud (4 bytes), almacenado digitalmente en la memoria del

PLC, se necesita transmitir 44 bits. Cada CVM, de los 8 existentes, aporta con 36

parámetros eléctricos dando un total de 12672 bits (Tabla 2.8.).

Tabla 2.8

DESCRIPCIÓNNúmero de bits por parámetroNúmero de parámetros por CVMTotal de bits por CVMNúmero de CVMTotal de bits a transmitir

CANTIDAD4436

15848

12672

A una velocidad de 9600bps, el tiempo de transmisión resulta ser mayor a 1

segundo, es conveniente aumentar la velocidad para obtener una mayor holgura

en el tiempo de transmisión. Para una velocidad de 19200 bps, el tiempo de

transmisión será de 0.66 segundos y para 38400, que es la velocidad máxima de

transmisión de los CVMs, el tiempo de transmisión es de 0.32 segundos.

2.5.2.2. Potencia del Radio Módem.

La potencia de los equipos se puede obtener de la siguiente expresión

matemática dada a continuación:

106

-2AB -2*3^ ~L0—AD

• Donde: PRX= Potencia de recepción.

PTX= Potencia de transmisión.

G = Ganancia de las antenas (son iguales para Rx y Tx).

AB ~ Atenuación por branching.

AF = Atenuación por alimentadores (Feeder).

Lo - Atenuación por el espacio libre.

AAD = Atenuación adicionales por refracción, reflexión y difracción.

Las potencias de recepción y de transmisión, vienen dadas por las

especificaciones del equipo a utilizarse.

La ganancia de la antena viene tabulada de acuerdo al tipo de antena que se

utilice, por ejemplo para una antena Yagui de 7 segmentos la ganancia es de

10dB.

La atenuación por branching, es un dato técnico que proporciona el fabricante del

radio módem, por lo general este valor es aproximadamente 2dB.

Para el cálculo de pérdidas por alimentadores, se debe tomar en cuenta las guías

de onda o cables coaxiales que unen el equipo de radio con la antena. Este dato

viene tabulado por el fabricante en unidades de X dB de pérdidas por cada Y

metros de distancia.

Las pérdidas en el espacio libre vienen dado por la siguiente expresión:

L0 =92.4 + 201og¿/ + 201og/ [dB]

Donde: L0 = Perdida en el espacio libre

d = distancia entre radios (Km)

f- frecuancia de la portadora (GHz)

107

Al realizar los cálculos de ganancias y pérdidas, se tiene un valor de potencia de

recepción, cuyo valor debe ser mayor que la potencia umbral del equipo, para

aceptar que la señal pueda ser aceptada por el receptor, caso contrario el nivel de

la señal no será suficiente y el equipo no reconocerá la señal.

2.5.2.3. El Radio Módem MRT de Circutor.

El radio módem MRT de CIRCUTOR (Fig 2.30.), es un módem de

comunicaciones half-duplex, vía radio, transparente al protocolo, que se instalará

en el interior del tablero TC-1 en la subestación Muíalo. El MRT integra en una

misma unidad, el equipo transmisor, el receptor, la fuente de alimentación y la

circuitería módem, propiamente dicha, controlada por microprocesador.

Las potencias de recepción, de transmisión, y las distancias que el MRT

proporciona vienen dados por las especificaciones del equipo, dependiendo del

tipo de antena a utilizarse.

Posee dos puertos de comunicación serial, RS 232 y RS 485. Se conecta a cada

uno de los equipos terminales de datos mediante uno de los dos puertos.

Fig2.30. Radio módem MRT de CIRCUTOR.

El MRT es transparente al protocolo empleado por los equipos a comunicar. Es

decir, cualquier trama de entrada de datos al MRT es recibida, a la salida del otro

MRT distante, sin modificación y viceversa.

Durante las comunicaciones, el MRT conmuta entre recepción y transmisión de

forma automática, sin necesidad de señales de control externas (CTS, RTS, DCD,

108

etc.). Esta conmutación es muy rápida, permitiendo velocidades netas de

transferencia de datos muy altas. Esta característica permite períodos de ciclo de

pulling cortos en redes con muchas unidades, resultando así, velocidades de

pulling de hasta 15 preguntas/respuestas por segundo.

En la conexión entre cualquier equipo y una unidad MRT solamente se emplean

las señales de datos (RxD, TxD y tierra en RS-232 o TX+, TX- y tierra en RS-485).

La forma de implementar esta unidad en la subestación Muíalo será sustituyendo

la línea RS 232 por los radios módem.

2.5.2.4. Cobertura del MRT.

Las características de operación del radio módem deben cumplir valores de

potencia, sensibilidad y ganancia requeridos para la transmisión, de manera que

la señal alcance más de 15Km, teniendo en cuenta la vegetación de la zona, y

evitando problemas en la comunicación.

El MRT opera dentro de la banda de UHF (406 a 433MHz y de 440 a 470MHz). La

potencia de salida de 2 vatios y la alta sensibilidad del equipo puede permitir

alcances de hasta 30Km con el empleo de antenas adecuadas, esto según las

especificaciones técnicas del equipo, sin embargo hay que considerar que no

siempre se cumplen las máximas especificaciones de transmisión de los equipos,

pero es suficiente para esta aplicación en particular. Para lograr las distancias

requeridas, dentro de las especificaciones del radio módem MRT de CIRCUITOR,

el fabricante hace la recomendación del tipo de cable, conectores y la clase de

antena que se debe utilizar.

2.5.2.5. Tipo de Antena para el MRT y Cables de Comunicación.

La función de la antena es la de radiar y recibir la señal de radiofrecuencia. El tipo

de antena a emplearse para la radiación de señal en la subestación Muíalo debe

ser una antena directiva, pues la comunicación se lo realiza en una sola dirección

hacia la estación El Calvario.

109

De esta manera se utiliza una antena Yagui de siete segmentos (Fig, 2.31.),

constituida por un elemento reflector, un radiador y cinco elementos directores. La

ganancia de este tipo de antenas es aproximadamente de 10dB.

5 * * " ™

YTD7

Fig2.31 . Antena Yagui de siete segmentos

Para la instalación de las antenas deberán considerarse las siguientes normas

generales;

• Una antena deberá instalarse alejada de cualquier pared, tejado, árbol, etc., a

una distancia mínima de 2 metros.

• Siempre que sea posible deberá evitarse la cercanía a tendidos eléctricos.

• Deberá instalarse en un punto donde no haya obstáculos en la dirección de

emisión.

• Deberán evitarse tendidos largos del cable de antena. Por cada 25 m de

tendido se pierde la mitad de la potencia.

• Si se emplean vientos metálicos para la sujeción del mástil de la antena, éstos

deberán quedar por debajo de la antena a una distancia mínima de 2 veces la

longitud del elemento activo de la misma.

Las principales características de esta antena son:

Canalización: 12.5 ó 25 Khz.

Número de canales: 1.

Impedancia de salida: 50 fí.

Tipo de conector: ConectorTipo N hembra.

Sensibilidad para BER = 1 • 10-6 : -1l3dBm.

Rechazo canal adyacente, selectividad, intermodualción y radiaciones

parásitas.

110

La resistencia de la antena se especifica igual que el valor de impedancia del

equipo transmisor, para este caso 50Q.

Debe señalarse que las corrientes de radiofrecuencia no se comportan como las

corrientes alternas de 60 Hz o continuas. En las conexiones del cable de antena

es importante no solamente el buen contacto de los conductores, sino también,

que la conexión conserve la impedancia de la línea. Para ello deberán emplearse

siempre los conectores adecuados ya que los empalmes a modo tradicional no

están permitidos.

Los cables y tipos de conectores a utilizarse para la conexión de la antena al radio

módem, se especifica en las características del MRT. Estos deben ser:

• Cable coaxial RG 58 para salida de cuadro y conexión al MRT: conectores

BNC macho y N hembra.

• Cable coaxial RG 213 de 50 ohmios para la conexión de antena: conectores

tipo N macho.

• Salida antena MRT: Conector tipo BNC 50.

La atenuación que presentan estos cables viene dada en tablas por el fabricante,

por ejemplo, para el cable RG 213, se tiene una atenuación por 100 metros de

29.2dB.

2.5.3. CONEXIONADO ENTRE EL PLC Y EL MRT.

2.5.3.1. Descripción del puerto de comunicaciones delDCM.

El puerto de comunicación del DCM, es un puerto de conector hembra DB25.

Permite comunicaciones sobre las interfaces RS-232 y RS-422. La distribución de

pines del conector DB25 se muestra en la siguiente figura (Fig.2.32):

111

i ©

3

/f oo

oo

oo

oo

oo

oo 1

/OO

OO

OO

OO

OO

OD

O

©

D2-DCM Pinouts

RS232C RS422*f- — •*_ .-• — •>_

RS2327XDRS2S2RXDRSa32RTSRS3S2CTS

tóV

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+5V

OV

RSd22 ITTSf

Ft&)2aRTS-R&422 nrsi-R&122 ITTS-

R6422 CTSf

R&I22 CTS-

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(_ * =• r:

^ I"

RS422TXD+RSA22 TXD-RS422 RXO-RS422 RXD4-

RSaaaTXDt-RS422 TXD-RSH2SRXD-RS422 flXDt

* RS422 pina are írtemaBy comscted

Fig.2.32. Distribución de pines del puerto de comunicaciones del DCM.

2.5.3.2. Descripción del Puerto de Comunicación RS-232 del MRT.

El puerto serial del radio módem MRT, empleado para la comunicación sobre la

interfaz RS232, está constituido por un conector D-15, cuya distribución de pines

se muestra en la Tabla. 2.9. El conexionado entre el módulo DCM y el MRT se

realiza utilizando un cable trenzado, tal como se muestra en la siguiente figura

(Fig. 2.33).

I ^ ^ HAáafPimB

1

2

3

4

5

6

7

a, 9, 10, 11

12

13

14

15

FUNCIÓN |

Salida analógica Q-5 V. Nivel señal rsdbUa (RSSI)

Txü (entrada dates a MRT]

RxQ (salida dalos ds MRT)

No conecto r. Señal de Lesl fabricante.

Wo conoclar-Sañal d« Les!. fatricanU.

Sin conexión

Masa de dalos y de señal RSSI

Sin consxÍ5n

No conecta r. Señal d-5 lesl fabrican Le.

Ccnaclado a pin 15: modo CONFIGURACIÓN

Conectado n pin 15: mocb TEST E MISIÓNradbfrécuéncia

Común dé señóles de selección de modo

Tabla 2.9.Distribución de pines del puerto RS232 del MRT.

112

MRT

SEÑAL

Rx +

nMn

PIN

® -v

r^

MODULODCM

PIN SEÑAL

.. © Rx +

iT\. 2.33. Conexionado entre el PLC y el Radio-módem

2.6 CENTRO DE CONTROL EL CALVARIO.

Para recopilar los datos desde la subestación Muíalo, se instalará un radio módem

MRT de CIRCUTOR, de las mismas características que el utilizado en la

subestación y el cual se detalló anteriormente.

La antena utilizada en el Centro de Control, debe ser una antena

omnidireccional5, ya que en el futuro, se anexarán al sistema de telemetría cuatro

subestaciones más que forman parte del sistema de distribución eléctrico de

ELEPCO.

En el cuarto de control, donde se realiza la supervisión del sistema, estarán

instalados los ordenadores equipados con el software de supervisión desarrollado

en LabVIEW, el mismo que se encargará de la ¡nterfaz visual con los operadores

de ELEPCO.

Los requerimientos mínimos de hardware y software que el ordenador debe

poseer, necesarios para soportar la aplicación son:

Hardware:

• Computador Pentium (características de servidor),

• Procesador Intel Pentium III de 1.2MHz.

• 256 MB de memoria RAM.

' Antena Omnídireccional, Antena cuyo ángulo de propagación es de 360'

113

• Unidad de disco duro de 20GB.

• Unidad DVD/CD-WR.

• Pantalla VGA de 21".

• Teclado.

• Mouse.

Software:

• Sistema Operativo; Windows 98/2000/NT 4.0/XP Professional.

• LabVIEW versión 6.1.

• Módulo de LabVIEW Datalogging and Surpevisory Control (v 6,1).

• Modulo de LabVIEW Lookout Protocol Orives.

• Runtime System de LabVIEW bajo Windows.

114

CAPITULO 3

3. SUPERVISIÓN Y MANDO DE LA SUBESTACIÓNMULALÓ.

3.1 INTRODUCCIÓN.

La actualización del proceso eléctrico de la subestación Muíalo, mediante la

implementación de medidores digitales, permite recolectar, almacenar y enviar

información (valores de parámetros eléctricos presentes en cada nodo eléctrico),

en forma continua y confiable, desde estos equipos, para mostrarlos en un

computador central.

La supervisión del SCADA en cambio, permite representar situaciones de

operación normales del sistema, cambios ocurridos en la operación diaria de la

subestación (eventos), o situaciones anormales de! sistema eléctrico (alarmas),

mediante una interfaz gráfica (HMI) que alerte al operador de los sucesos

producidos.

Se debe generar reportes, gráficos de tendencias de magnitudes, historial de

variables, cálculos (por ejemplo pérdidas en las líneas de transmisión),

predicciones, etc; basados en la información obtenida del sistema. Todo el

hardware utilizado para la implementación del sistema computacional, debe

soportar los requerimientos del software SCADA.

115

3.2 LABVIEW 6.1.

LabVIEW 6.1. es un lenguaje de programación gráfica, que utiliza iconos gráficos

en lugar de líneas de texto para crear aplicaciones. A diferencia con la

programación basado en texto, donde las instrucciones determinan la ejecución

del programa, LabVIEW usa diagramas de flujo, donde el flujo de datos es la que

determina ejecución del programa.

3.2.1. ARQUITECTURA DE LABVIEW 6.1.

En LabVIEW, se puede implementar todas las funcionalidades para cualquier

aplicación de supervisión. Se puede guardar datos o recuperar datos guardados.

Para ello se debería escribir el dato a un archivo, leerlo y mostrarlo en pantalla.

Aún cuando haya VIJs6 de alto nivel que sirvan de ayuda, es necesario

implementar estas características en la aplicación. Para acceder a tarjetas de

adquisición de datos de National Instrument (DAQ), módulos I/O Fieldpoint o un

Archivos de textoo binarios

Registro de datos,, Recuperación de datos

Programa enLabVIEW

Vl's

Drivers deDAQ de NI

DAQ Vl'sFieldpoint

Vl's DataSocket

Drivers deFieid Point

Tarjeta DAQde Adquisición

de Datos

Módulo de Í/OConsoladores

Field Point

Fig. 3.1. Arquitectura de programación en LabVIEW.

: VI: Cualquier pantalla desarrollada en LabVIEW.

116

controlador de un proceso industrial, no existe un formato común, de manera que

se requiere de controladores o drivers que permitan la accesibilidad a dichos

dispositivos. La figura 3.1. muestra un diagrama esquemático de la manera como

LabVIEW adquiere información de los procesos externos.

Acceder a la información de un PLC, desde una aplicación de LabVIEW, es

posible, mediante la comunicación con controladores desarrollados

específicamente para el PLC utilizado. Para ello, es necesario, tener conocimiento

de la herramienta de comunicación de LabVIEW "DataSocket", del manejo de los

puertos seriales y de la estructura del protocolo empleado para la comunicación.

Sin embargo, para aquellos procesos en los que la adquisición de datos es de un

gran número de variables, lo más aconsejable es adquirir un módulo adicional de

National Instruments, el LabVIEW DSC, pues la tarea de programar la lectura y

escritura de las variables llega a ser un trabajo largo, tedioso y muchas veces

pueden ocurrir errores en la programación. El uso de este módulo puede significar

una reducción, tanto en el tiempo de ejecución de la aplicación, como en el tiempo

de desarrollo de la misma.

Para el proceso eléctrico en estudio, resulta justificable la adquisición de este

módulo en la recopilación de datos, pues, la cantidad de datos a transmitir, es

medianamente grande (12456 bytes7 por cada pedido de datos) para la

subestación Muíalo, y se amplia, si en el futuro, se anexa las restantes

subestaciones pertenecientes a ELEPCO.

National Instruments ofrece además, un módulo que contiene controladores

desarrollados para el manejo de comunicaciones de PLC's y RTU's de distintas

marcas, denominado "OPC Servers", el cual se utilizará para el manejo de las

comunicaciones con el Controlador.

7 Ver capítulo 2, sección 2.5.2.1. Determinación de la velocidad de transmisión.

117

3.3 MÓDULO LABVIEW DSC DE CONTROL SUPERVISORIO YDE REGISTRO DE DATOS.

El módulo LabVIEW' DSC (Datalogging and Supervisory Control) de National

Instruments, es un software diseñado sobre la base de LabVIEW, el cual añade

varias funcionalidades a LabVIEW 6,1. que le permite a este desarrollar

aplicaciones SCADA.

El DSC permite la adquisición de datos en LabVIEW, sin desarrollar Vl's. Permite

registrar datos y salvarlos de manera automática. Provee de seguridades a la

aplicación, sin tener que escribir o cambiar el código de diagrama, permitiendo

otorgar diferentes niveles de acceso para especificar a los usuarios de la

aplicación. Otra facilidad del DSC, es que permite enlazarse en red a otra

computadora cargada con LabVIEW, sin necesidad de Vl's, y proporciona un

asistente de programación "wizard", que ayuda en la creación de código para

simplificar la programación.

En la distribución de aplicaciones desarrolladas en LabVIEW DSC, es necesario

adquirir un módulo Run-Time para la generación de archivos ejecutables, pues el

Aplication Builder de LabVIEW 6.1 no puede crear archivos ejecutables de

aplicaciones desarrolladas en LabVIEW DSC.

3.3.1. ARQUITECTURA DEL LABVIEW DSC.

Existe tres aplicaciones que trabajan juntas al desarrollar una aplicación en

LabVIEW DSC; la interfaz gráfica o la aplicación HMI (Interfaz hombre-máquina),

el Tag Engine y la base de datos Citadel. En la figura 3.2. se muestra de manera

global las tres aplicaciones que son instaladas con LabVIEW DSC y la manera

como ellos trabajan.

Los Vl's desarrollados en LabVIEW, constituyen la interfaz hombre máquina y

proporcionan el control del sistema a simular. El Tag Engine maneja la

118

Recuperaciónde Datos

Programa enLabVIEW

Vl's

Base de DatosCitadel

Registro deDatos/Alarmas Tag Engine

DSC Module

Drivers deField Point

Tarjeta DAQde Adquisición

de Datos

Módulo de i/OControladores

Field Point

Fig. 3.2. Arquitectura del módulo LabVIEW DSC.

comunicación con el hardware a través de drives y envía la información hacia la

base de datos o hacia la aplicación, si ésta lo requiere. La base de datos Citadel,

guarda la información procedente del Tag Engine y proporciona los datos para la

aplicación o Vl's.

3.3.2. TAG ENGINE.

El Tag Engine es un aplicación independiente, que corre paralelamente a la

aplicación desarrollada en LabVIEW. Esto brinda una ventaja, pues el Tag Engine

realiza sus funciones, sin necesidad de tener corriendo un VI, o si la ejecución de

los códigos de programación de los Vljs, sufren una ruptura, o caen dentro de un

lazo infinito. Las principales tareas que realiza el Tag Engine son:

• Realiza la adquisición de datos de manera automática.

• Evalúa los valores adquiridos.

• Registra datos (a través de la base de datos Citadel).

• Genera eventos y alarmas.

119

• Realiza el enlace a otro computador con instalaciones de LabVIEW DSC o

Lookout.

3.3.2.1. LosTags.

El Tag Engine mantiene una lista de registros de memoria de entradas y salidas

denominados Tags. Los Tags otorgan nombre y propiedades a los puntos de

entrada y salidas (I/O), y determinan el tipo de dato (discreto o análogo) que en

éstas I/O se guardan.

Cuando el Engine realiza la adquisición de datos, éstos, son guardados dentro de

una base de datos en tiempo real, la cual es accedida a través de los tags.

Cuando se registran datos hacia las Vl's, estos vienen desde los tags. Las

alarmas también son generadas basándose en el valor de los tags. AI trabajar

con Vi's, se esta leyendo o escribiendo el valor del tag para interactuar con el

Engine.

3.3.2.2. Archivos SCF.

Son archivos de configuración de Tags, que contienen una lista de cada tag

presente en la aplicación, las propiedades para cada una de las tags, y algunos

parámetros globales del Engine, como por ejemplo, donde se encuentra

guardados los datos. Determina también, qué dispositivo servidor está siendo

utilizado por los tags para la adquisición de datos.

Cualquier aplicación que realice una adquisición de datos mediante LabVIEW

DSC, necesita de un archivo SCF para su correcto funcionamiento, y solo un SFC

puede ser cargado a la vez.

3.3.3. BASE DE DATOS CITADEL.

CITADEL es una aplicación independiente que realiza el registro de información

(datos) en tiempo real cuando se desarrolla una aplicación con LabVIEW DSC o

en LOOKOUT. Esta información es guardada mediante un formato comprimido.

120

Citadel no registra los datos en intervalos de tiempo sino que los guarda solo

cuando los datos cambian de valor.

Los datos procedentes de un hardware o dispositivo de campo, son almacenados

en una base de datos en tiempo real (RTDB) en la memoria del PC. No hay un

archivo creado para guardar estos datos. Cuando eí Tag Engine es detenido, el

RTDB retiene el último valor recibido, pero no actualiza ningún dato, hasta que el

Tag Engine sea ejecutado nuevamente. Ya que los datos que son registrados y

guardados en la base de datos Citadel, son tomados desde el RTDB, los datos no

pueden ser registrados o actualizados en Citadel mientras el Tag Engine este

detenido.

Se puede recuperar datos desde Citadel, interrogando directamente desde

LabVIEW DSC, sin importar el estado del Tag Engine. De esta manera se puede

realizar preguntas a Citadel, aún cuando el Engine se encuentra activamente

registrando información o si el Engine no se encuentra ejecutado, esto es porque

los archivos de las base de datos son independientes y se encuentran disponibles

en memoria.

Citadel es capaz de aceptar datos desde múltiples programas a la vez, de esta

manera se puede registrar datos desde diferentes máquinas de una red a una

misma base de datos. Cuando Citadel anota los valores, solo escribe el cambio

del dato a la base de datos, es decir, si un dato registrado inicialmente es 8, y su

valor cambia a 100, el valor original 8, será registrado, mientras que 92 será

grabado como el segundo valor, ya que 8 + 92 = 100, e! nuevo valor. Después de

cada 100 registros, el valor actual es registrado nuevamente.

En la información que se registra en Ciíadei, tenemos a históricos de los valores

para las tags, eventos de tags, alarmas y eventos del sistema, estos dos últimos,

son siempre, registrados automáticamente. Para ello, el Tag Engine tiene que ser

ejecutado, caso contrario, nada se escribirá en la base de datos Citadel,

121

Citadel también incluye un driver de Conectividad abierta de base de datos

(ODBC8), la cual habilita a otras aplicaciones, como por ejemplo Visual Basic,

Excel, etc, recuperar datos desde Citadel, usando SQL9 (Structured Query

Lenguaje) para Base de Datos.

3.3.3.1. Archivos de la Base de Datos CITADEL.

Cuando se tiene datos guardados en Citadel, dentro del directorio de la base de

datos, se crean archivos de tipo .a/e, .adx, .dat, .mdx, .bak, .tdb, .tdx, y .thd. Cada

archivo guarda datos específicos, como se indica a continuación:

Archivos .ale; guarda el grupo actual de alarmas y eventos.

Archivos .adx: contiene varios índices de valores picos de alarmas.

Archivos, dat: guarda el espacio de alarmas.

Archivos .mdx: son archivos de indicadores de nivel cima.

Archivos .bak: son respaldos para archivos .tdb.

Archivos .tdb: define la base de datos y permite recuperar datos del mismo.

Contiene el nombre de las gráficas, y la versión de la base de datos.

Archivos .tdx: constituye un índice de página para los valores de gráficas.

Archivos .thd: contiene los datos guardados de la base de datos.

Los archivos .thd, son archivos de IMbyte similar a una hoja de datos. Cuando un

dato es registrado, es puesto en una de las hojas. Al llenarse una hoja, Citadel

crea un nuevo ,thd y comienza a escribir los nuevos datos ahí. En una misma

hoja, pueden existir varios valores de un tag.

8 ODBC: estándar desarrollado por Microsoft. Define los mecanismos para el acceso a datosresidentes en un sistema de administración de base de datos. (DBMSs),9 SQL: lenguaje estándar industrial basado en texto utilizado para actualizar, administrar,recuperar o extraer datos pertenecientes a cualquier base de datos basado en e! estándar ODBC.

122

3.4 MÓDULO OPC SERVERS DE NATIONAL INSTRUMENTS.

3.4.1. APLICACIONES CLIENTE-SERVIDOR EN LABVIEW DSC.

El desarrollo de aplicaciones mediante LabViEW DSC, resulta mas fácil, si se

utiliza el modelo cliente-servidor (figura 3.3). Este modelo permite a una aplicación

estar controlada sobre una red, de manera similar a una máquina local. Permite

también múltiples interfaces de usuario.

Servidor

Hardware de I/O

Hardware de I/O

Hardware de I/O

Fig. 3.3. Modelo cliente-servidor.

3.4.2. APLICACIONES CLIENTES.

Una aplicación cliente es aquella que tiene'como función, proporcionar la interafaz

con el usuario. Esta aplicación lo constituye un VI, y. está provista de indicadores,

para la visualización de los datos adquiridos; y controles que el usuario puede

manipular, generando cambios en la aplicación cliente que son transmitidos al

servidor, modificando la información y el comportamiento del mismo.

La aplicación debe ser diseñada de manera que los clientes no requieran ser

ejecutados para que la aplicación completa se desarrolle correctamente. Así que,

si los usuarios no necesitan correr la aplicación cliente, el servidor continuará

realizando sus funciones.

3.4.3. SERVIDORES.

Para LabVIEW DSC, un dispositivo servidor es una aplicación, que se encarga de

muchas funciones, tal como el manejo y la comunicación de dispositivos I/O,

123

PLCs, RTlTs, tarjetas de Adquisición de Datos, Tag Engines, etc. Estos

servidores leen elementos de entrada seleccionadas y escriben en ellos cuando

se requiere. Un elemento de un servidor, es un canal (señal discreta o análoga),

un entrada o salida digital, o una variable en un dispositivo de hardware. Cada

elemento de un dispositivo de campo, debe conectarse o asignarse a una tag, de

esta manera, el servidor realiza el monitoreo de los valores adquiridos por el

hardware y el Tag Engine del DSC actualiza los valores de las tags, cuando el

servidor envía una nueva información al Tag Engine. El servidor actualiza cada

dato de salida, cuando la aplicación HMl, escribe un nuevo valor sobre un

determinado tag. Los servidores manejan los reportes de comunicaciones y

errores de los dispositivos, estableciendo así, un "dispositivo independiente, de la

capa de entrada/salida" para el DSC. Cuando se ejecuta una aplicación HMl

desarrollada con LabVIEW DSC, se determina desde el archivo de configuración,

(.scf), cuales son los servidores utilizados y cuales los elementos de estos

servidores, requeridos por la aplicación. De esta manera, los servidores

desarrollados en DSC, no requieren de una interfaz de usuario, para su

funcionamiento.

Un servidor puede realizar la adquisición de datos de varios elementos (valores

análogos o I/O digitales) correspondiente a diferente hardware o dispositivos de

campo, añadiendo a este software (servidor), un controlador o driver para cada

dispositivo, desarrollado específicamente para el servidor utilizado.

3.4.4. OPC (OLE10 PARA PROCESOS DE CONTROL).

Debido a que en el mercado existen muchos fabricantes de hardware y software,

resultaba muy complejo el desarrollo de la comunicación entre dispositivos de

distinto proveedor en la industria de automatización. Por ello, un gran número de

compañías crearon junto a Microsoft, un estándar para la industria de

automatización: el OLE para Procesos de Control (OPC). Una aplicación común

de OLE es vincular un gráfico de Excel dentro de un documento de Word, cuando

se hace un doble clic en el gráfico.

10 OLE(Object Línking and Embedding): integración y enlace de objetos. Tecnología quepermite crear aplicaciones que contengan componentes de otras muchas aplicaciones.

124

OPC es entonces, una interfaz industrial estándar, (diseñado por ia OPC

Fundation) cuya arquitectura está basada en el modelo cliente-servidor para el

intercambio de información. Permite a cualquier software que se ajuste a las

especificaciones de un cliente OPC, comunicarse con otro software que también

se ajusten a esas especificaciones, independientemente del proveedor del

software. OPC está enfocado a como transferir datos desde el dispositivo a una

aplicación, tal como una aplicación en LabVIEW DSC. OPC define una interfaz de

una colección de datos genéricos que trabajan para los diversos tipos de datos

disponibles en los dispositivos industriales.

En la actualidad, el estándar OPC, está reemplazando al DDE11 como el método

preferido para comunicación entre aplicaciones industriales.

3.4.4.1. Servidores OPC.

El OPC (OLE para Procesos de Control), proporciona un estándar abierto para

comunicaciones entre controladores de hardware y aplicaciones de PC's. En lugar

de escribir un controlador para cada lenguaje de programación, un hardware

fabricado puede elaborar un servidor OPC, que pueda ser utilizado por cualquier

software cliente OPC. Tal como un usuario final, el OPC indica que se tiene una

interoperabilidad con diferentes proveedores de hardware. Todo el hardware que

soporta OPC, puede ser usado desde LabVIEW DSC, inclusive si no es hardware

de National Instruments. El trabajo del servidor es conversar con el hardware y

proveer elementos12 de información al cliente. Los elementos son típicamente

simples canales, o un grupo de canales.

El DSC soporta arreglos de bits, pero no arreglos análogos. Por lo tanto, se

necesita utilizar un tag por cada canal análogo. El servidor es una pieza completa

de software, que es generalmente dada por e] fabricante del hardware. El Tag

Engine, es un software escrito como un OPC cliente. En LabVIEW DSC, hay que

11 DDE (Intercambio Dinámico de Datos): Es un protocolo establecido para intercambiar datos através de vínculos activos entre aplicaciones que se ejecutan bajo Microsoft Windows.12 Ver sección 3.4. Servidores.

125

configurar al módulo DSC para conversar con el servidor, pero no requiere

programación del servidor. Un solo servidor puede dar información a muchos

clientes simultáneamente. Los servidores que el LabVIEW DSC soporta son los

siguientes;

• Servidores OPC: Maneja versiones menores a las especificadas por el

OPC Data Access versión 2.0, definida por la OPC Fundation.

• Servidores DDE: cualquier servidor que soporte la interfaz servidor

Dynamic Data Exchange.

• IA Device Servers; un tipo de servidor desarrollado por la National

Instruments.

3.4.5. LOOKOUT PROTOCOL DRIVES OPC SERVER.

EL módulo OPC Server, viene con el Lookout Protocol Drives de la National

Instruments, el cual contiene una colección de consoladores, compatibles con

servidores OPC, empleados para la comunicación con una variedad de PLC's de

distinta marca. El Lookout Protocol Drives (LPD), solo provee de comunicación

con el hardware, permitiendo leer o escribir valores de un número determinado de

registros de un dispositivo de campo, como por ejemplo un controlador, una RTU,

etc. El OPC Server, facilita la programación para el desarrollo de aplicaciones

cliente-servidor en LabVIEW DSC. En la figura 3.4. se muestra la manera como

las aplicaciones cliente desarrolladas en LabVIEW DSC y el Tag Engine,

interactúan con un servidor de estándar OPC, Para realizar la adquisición de

datos, el Servidor OPC requiere de dos cosas; el LPD para manejar las.

comunicaciones con el hardware o dispositovos de campo; y el Tag Engine, para

realizar el intercambio de información hacia las aplicaciones HMI clientes.

Observando la arquitectura DSC, se puede ver, que el Tag Engine puede ser lo

único que se necesite para trabajar como servidor en la adquisición de datos.

126

AplicaciónCliente 1

( íAplicaciónCliente 2

*iTag EngineDSC Module

InterfazOPC

AplicaciónCliente 3

* ,-.\-

OQ_O

0c/)

TComunicación

OPC

IInterfazOPC

LookoutProtocol Orive¡lllilli

i¿i SS %

r

PLC's

?,, - > ..

v"í

Fig. 3.4. Arquitectura de LabVIEW DSC utilizando un servidor OPC.

3.4.6. AMBIENTE DE PROGRAMACIÓN LABVIEW DSC.

3.4.6.1. COMPONENTES DE APLICACIONES EN LABVIEW.

Los archivos básicos que se crean cuando se programa con LabVIEW, son

denominados "instrumentos virtuales" o "Vl's". Cada VI, consta de tres

componentes principales: el panel frontal, el diagrama de bloques y una tercera

parte, "el icono conector".

3.4.6.2. El Panel Frontal.

El panel frontal contiene los sinópticos que conforman la interfaz visual del VI, es

decir, constituyen las pantallas gráficas que permiten interactuar al usuario con la

aplicación (Fig. 3,5.a.). El panel frontal, se construye con objetos denominados

controles e indicadores. Los controles, tales como, los pulsantes, interruptores,

127

botones, teclas, constituyen los terminales de entrada de los Vl's y permiten al

operador ¡nteractuar con el VI, suministrando los datos al diagrama de bloque del

VI. Los indicadores (LED]s, gráficos, y otros displays), simulan los dispositivos de

salida y muestra en pantalla, los datos que el diagrama de bloques adquiere o

genera.

3.4.6.3. El Diagrama de Bloques.

El diagrama de bloques contiene el código fuente del programa, que son

representaciones gráficas de funciones, las cuales sirven para controlar los

objetos del panel frontal, o para ejecutar distintas operaciones con la información

procedente del panel frontal (Fig. 3.5.b.). Cuando un objeto es colocado en el

panel frontal, este aparece automáticamente, como un terminal en el diagrama de

bloques. Un diagrama completo tiene una similitud a un diagrama de flujo.

Fig. 3.5. Elementos de los Instrumentos Virtuales o Vljs.

3.4.6.3. J. Terminales.

Representa el tipo de datos del controlador o indicador. Los terminales son

puertos de entrada y salida que intercambian información entre el panel frontal y

el diagrama de bloques.

128

3.4.6.4. El Icono Conector.

El icono conector, está localizado en la esquina superior derecha del panel frontal

y el diagrama de bloques, y es la representación gráfica del VI. Sirve como

conexión entre el panel frontal y el diagrama de bloques (Fig. 3.5. c.). También se

lo utiliza para conectar, terminales de un VI, desde otros V!.

3.4.7. ELEIVJDENTOS DE PROGRAMACIÓN.

Los elementos básicos del ambiente de programación de LabVIEW, son el menú

principal, la paleta de controles y la paleta de funciones. El módulo de DSC de

LabVIEW, instala varias funcionalidades en cada una de estas barras que ayudan

en la programación de aplicaciones de supervisión, monitoreo y control de

variables de cualquier proceso industrial.

3.4.7.1. La Barra Principal de Herramientas.

La barra principal de herramientas (Fig. 3.4.), contienen elementos que sirven

para operar y modificar los objetos del panel frontal y del diagrama de bloques.

Contiene elementos comunes a otras aplicaciones, tales como copiar, pegar,

guardar, y otros elementos específicos utilizados por LabVIEW. Permite ejecutar

los VIJs paso a paso o de manera continua, así como realizar procedimientos de

depuración, para la verificación del diseño de la aplicación.

jígUntitled 1 Diagram

File Edit Opérate Toois Browse Window Help

QÍH 13pt Application Font

Fig. 3.4. Barra de Herramientas.

LabVIEW DSC, implementa un submenú dentro de esta barra, específicamente

dentro del menú "Tools" (Tools»Datalogging & supervisory Control, Fig. 3.5.), el

cual proporciona herramientas para la configuración y el manejo de variables

(Configure tags y Monitor tags), la generación de históricos (View Historical Data),

129

g Unlitled 1Ríe Idit Opérate ¡ liowse Window Help

Weasuremenf & Automatibñ Explora.'..*InsttumenlalionD ata AcquisitionDalalsgginq & Supervisory Control "SfiowlooISar

(CompareSource Code ConífolVIRevistonHistor.ilUser Ñame...

£uíld Appücalion or Shared Líbiaty [DLL]..,>¿1 Library Manager...Edil VI Librar ..

Configure Tags...Monitor Tags...View Histórica! Data...Launch .Engine..,

Advanced

Control Conneclrons...Remote Panel Conneclion Manager...Web Pubüshing Tool...

Image Navigator...DpVions...

TogoUChangePassword...Userlnfo...EditUsetAccounts...

AdvancedOplions...

Fig. 3.5. Principales funcionalidades añadidas por LabVIEW DSC a la barra principal.

configuración de seguridades y acceso de usuarios(Edit User Account) y objetos

gráficos para la elaboración de pantallas de interfaz visual (Image Navegator), etc.

3.4.7.2. La Paleta de Herramientas.

La paleta de herramientas se encuentra disponible tanto para el panel frontal

como para el diagrama de bloques (Fig. 3.6.). Una herramienta es un modo

especial del cursor. Cada icono de la paleta de herramientas cambia el

comportamiento de! cursor en LabVIEW, el mismo que toma la forma de la

herramienta seleccionada, permitiendo al diseñador desarrollar el

posicionamiento, operar y modificar los objetos, editar tareas o cambiar el

contenido de los Vl's.

Í51

Ftg.3.6. Paleta de herramientas.

130

3.4.7.3. La Paleta de Control.

La paleta de control está disponible solo para el pane! frontal (figura 3.7.). Está

constituida por iconos que representan sub-paletas, las cuales contienen los

controles e indicadores que son ubicados en el panel frontal para desarrollar o

construirla interfaz visual.

LabVIEW DSC añade cuatro sub-paletas a la paleta de control para el manejo de

variables (tags), las mismas que se encuentran identificadas en la figura 3.7.

estas son:

1. Contenedores: en esta sub-paleta se tiene varios controles e indicadores de

tanques, un silo y un recipiente. Todos los objetos de esta sub-paleta son

variables numéricas.

2. Tubería para bombas y válvulas: Contiene controles booleanos de válvulas, y

tuberías.

3. Alarmas y eventos: contiene herramientas de displays, formatos, de preguntas

y cuadros resumen.

4. Tendencias: contiene objetos para gráficos de históricos o de tendencias de

variables, y manejo y reporte de eventos y alarmas.

ÉB Conticls

ÍETs>.I.DD

fññl

181

1 Vessels .2 Pipes, Punps.ardVíiIves3 Alamnsand Evenls

4 Tiende5 DSC Server Dala Typ*s

Fig. 3.7. Paleta de Controles y sub-paletas añadidas por el módulo DSC.

131

5. Tipos de datos del servidor DSC: Contiene varias definiciones que se pueden

utilizar para acceder a servidores de Vl's que utilicen el módulo DSC.

3.4.7.4. La Paleta de Funciones.

Para ejecutar un programa, es necesario añadir funcionalidad a los distintos

terminales generados en el panel frontal, la paleta de funciones proporciona estas

funcionalidades, pues contiene las herramientas para la generación de códigos,

tales como, estructuras funciones e instrumentos virtuales (colectivamente

denominadas como nodos). La paleta de funciones se encuentra disponible sólo

para el diagrama de bloques (Fig, 3.8.). Cada ¡cono de la paleta de funciones,

representa una sub-paleta, las cuales contienen las funciones o VIJs que son

ubicados en el diagrama de bloques para la ejecución de tareas.

Al instalar LabVIEW DSC, se añaden a esta paleta, las siguientes sub-paletas que

se describen a continuación:

1 Tags2 Alarrnsand Evenls3 TagAtlribules

4 Hisloical Dala (Incluctes Dala Set Logger)5 Sysletn (IndudesSecuiUy)6 DSC Servar Development

Fig. 3.8. Paleta de funciones.

132

1. Tags; contiene funciones que permiten manipular las tags, (leer o escribir los

valores de las tags).

2. Alarmas y Eventos: contiene objetos o Vl's, que permiten el reconocimiento de

alarmas, desplegar en pantalla cuadros resumen, tendencias de históricos,

etc.

3. Atributos de Tags; contiene Vl's, que se utilizan para leer o escribir los

parámetros de configuración de los tags.

4. Sistema: contiene Vl's que permiten correr o apagar el Tag Engine, habilitar o

deshabilitar el registro de eventos, el registro de históricos o manipular el

ambiente del módulo DSC. Contiene también objetos que ayudan en la

programación de seguridades de acceso a la información de los VI3s de una

determinada aplicación.

5. Desarrollo del servidor DSC: contiene objetos empleados para desarrollar Vi's

basados en la adquisición de datos a través de software servidores.

3.5 DESARROLLO DE LA APLICACIÓN

3.5.1. CONFIGURACIÓN DEL LPD.

El Lookout Protocol Drivers (LPD), debe ser configurado para realizar la

comunicación a través de los puertos seriales, y realizar la adquisición de datos.

Se debe definir entre otras cosas, el lenguaje de comunicación, el puerto a

utilizarse, la velocidad, etc.

La configuración del controlador se lo realiza desde el programa "Lookout Protocol

Drivers OPC Server 4.5, instalado con el módulo OPC Server. Una vez abierto el

programa, se selecciona New en el menú File para crear un nuevo archivo del

controlador. Luego se selecciona Object»Create, (Fig, 3.9.) para obtener la lista

de controladores que soporta el LPD. En esta lista se escoge el objeto Modbus, el

cual contiene el controlador para la comunicación Modbus en modo RTU13, que es

el modo en que se comunica el PLC. Al pulsar sobre el botón OK, se crea el

controlador (Fig. 3.10).

13 Ver Capitulo 2, sección 2.4.1.3

133

Lookout Piotocol Drivers - (untitled)

Deleíe...

Edit Datábase...

Pr. Tag Description

O : O alarms

Fig. 3.9. Configuración del controlador Modbus.

Select obiecl class:

Fig. 3.10. Lista y descripción de los consoladores del LPD.

Luego, aparece el cuadro de configuración (Fig. 3.11.), donde se modifica los

parámetros del controlador. Se asigna un nombre, y se selecciona el puerto, la

velocidad de transmisión, la paridad, los bits de parada, el tiempo de interrogación

al dispositivo esclavo (PolIRate), y el modo de transmisión. Estos parámetros

dependerá de la configuración que en el PLC se haya establecido.

134

Cieate Modbus Secondary E3

i Mame: JIKBTÍIJTTÍJ| í Mode; J Modbus Serial F]| :

^ • ."• o ...

Addféss: jl

í ; O 57600

M Í O 384001 j i Ó 19200j 1 í£)96üüf

1 i Q, 4800

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f' "ÓK. "";

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i Cancel

í Defaults

! Advanced...

!) Help |

Fig, 3.11. Configuración del puerto serial.

Finalmente, se guarda la configuración del controlador seleccionando File»Save y

se sale de Lookout Protocolo Orive. Este archivo se auto-ejecuta, al correr una

aplicación DSC que contenga tags declaradas.

3.5.2. EL EDITOR DE TAGS.

Cada parámetro de un proceso que se requiera controlar o monitorear, está

relacionado con un Tag. Cada tag permite mantener una conexión con cada punto

de entrada/salida del mundo real. Hay diferentes tipos de Tags que define que

clase de dato retendrá, así se tiene: tags análogos, tags discretos, tags de

matrices de bits (de hasta 32 valores discretos) y tags de string (cadenas de

caracteres).

Las tareas que se desarrollan a través de ios tags, depende de cómo se las

configure. El "Tag Configurated Editor" (TCE) permite realizar el manejo de las

tags y definir sus atributos. A este utilitario, se ingresa seleccionando en el menú

principal de LabVIEW, Tool»Datalogging & Supervisory ControI»Configure Tags.

Una vez ingresado al TCE, se puede generar y editar tags, mediante el "Tag

Configuration Wízard" (Figura 3.12.) seleccionando Edit » Configuration Wizard.

135

R Tag Configuialíon EdUoi - <Untitled> ILabVIEWl

fia ran Toóte.. Confiriute Séjveís . Wñidow Heto

— •] " jídií fiag . €íri»£

'. Cteate

¡patáType : \s

•j Online^Tág Vérífcatroni Cotumn Setup...

i>r

Fig. 3.12, Editor de Configuración de Tags.

El "Tag Conflgurated Wizard" es un utilitario de Labview DSC que permite crear

tags de manera fácil. Para ello, se debe realizarlos siguientes pasos (Fig. 3.13.):

1. Escoger el servidor del cual se realizará las conexiones hacia los tags; en este

caso el servidores Nationai Instruments OPC Lookout Drivers. Dentro de este

servidor, está el archivo LPD (controlador) a utilizar (Modbusl), dentro de

Lookout Proltocol Orives, que fue creado anteriormente.

2. El servidor OPC provee una lista de ítems o elementos disponibles del

servidor, que para nuestro caso, corresponden a direcciones Modbus.

Seleccionar los Ítems (o direcciones de memoria) de acuerdo al tipo de dato

requerido, y los cuales se requieren, para establecer conexiones con las

memorias de los dispositivos de campo.

3. Hacer clic en Add Ítem o Remove Ítem para añadir o deseleccionar los

elementos a conectar.

4. El botón Add as Range, permite seleccionar una dirección Modbus de inicio y

el número de elementos a ser creados, a partir de esa dirección.

5. Todos los Ítems seleccionados o deseleccionados se muestran en el área 5.

6. Pulsar OK para crear la lista de las nuevas tags seleccionadas.

136

IS Tag Configuialion Ediloí - <Untilled> [LabVIEW]

0e £djt. lools. ¿pnfigute-¿etygt? WgKJow Help

Nafional Instruments.QPCDemo jHaüonal Ins(ruments.OPCLookoutDñvets .

Lookout Piolocol OlivéisÉl Q Modbusl !

T 000001 -065000 I. 100001 -165000 ]v?" |1 POPÍ-199391 (2) i

1-9999 ; ]300001-3B500030001-33399 >400001.1 -465000.16..... •400001-46

-T400Q1.1-4Í40001-499BadCRCBCD3000CBCD 30001:BCD4000CBCD 40001

iiAddasRange»

.42049

.42050,42051.42052.42053 i.42054. 42055.42056.42057.42058. 42053.42060.42061

íp^ Ada ítems m a Range

SlaitingliemjD:

JModbusl.42201

Peale ThisMany ítems:"

Moles: The Ítem ID. musí be a yaRd Hem ñame for Ihtsseiver. Tfaiíir^hümbetiíínlhelemlD areautomatioafljí ¡ncíemenfced ot appended for eachftém added.

OK"^ | Cam¡l [

Fíg. 3.13. Configurating Wizard para la selección de elementos del servidor.

dL¿50 Memory typé QTY(Dea)

PLC' Ran'fle(Octal)

MO"DBÜSAddress Ranfle

(Decimal)

584/984 "Mode

Address

MCÍDBÜS'Data Type

For Discreta Data Types . Conven PLC Addr. lo Dec, •*• Start oí Range + Approprlate Moda Adciress

Inpuls (X)

Spécial Relays íSP)

Oulpuls (Y5Conlral Relays (CR)

TimerConlaclsET)

CounlerConlaclsfCT)

Stage Status Bits (S)

512

512

512

102-1

256

128

IQ2<1

^0 - XT77

SPO - SP137SP320 - SPT17

YO - Y777

CO - 03777

TO - T377

CTO - CT177

SO - SI 777

20^18 - 25GO

3072 - 31673260 - 3535

2048 - 2560

3072 - <10S5

6W - 6399

S'iOQ - 5527

5120 - 6143

10001

10001

11111

inpul

InpuL

CoilCoil

Coil

Goil

Coil

For Word Data Types .... Conv&rt PLC Addr, to Dec, + Appropríat& HodeAddress

TimerCurrent Valúes (V)

Gounler Curren! Xfclues (V)V Memory, userdaln (V)

V Memoiy, syslem (V)

255

12S

3072^109G

320

VO - V377

V1000 - V1177

VI^IOO - V7377V1QOOQ - VI 7777

VTOO - V777WtlOO - ^77777

0 - 2 5 5

512 - E39

758 - 3S394096 - 8192

¿\<\B - 76838*10 - 3735

30001

30001

40001

¿10001

InpuLReg.

InpuL Reg.l-lolcl R©Q.

Hold Reg.

Tabla 3.1. Direccionamíento Modbus

137

Los Ítems a añadir dependen del tipo de dato a escoger y de la dirección

Modbus14 que corresponda al elemento de la memoria del PLC a conectar. De

esta manera, cada registro de memoria del PLC, tiene una dirección especifica en

Modbus y esa dirección Modbus es la que corresponde al Ítem a seleccionar. La

tabla 3.1. muestra la manera de encontrar la dirección del elemento requerido.

3.5.2.1. Configuración de Tags,

Una vez creadas las tags, se debe configurar sus atributos. Haciendo doble click

sobre la tag seleccionada, se accede a las propiedades de las tags y se puede

modificar sus atributos (Fig. 3.14.). Cinco categorías definen la configuración de

los tags; General, Conection, Operations, Scaling y Alarms.

La etiqueta General, permite modificar el nombre de la Tag, Tag Group permite

también categorizar las tags en grupos predefinidos, esto es conveniente cuando

se trata con un gran número de tags; el área de Tag Descripción es opcional,

permite describir el trabajo de la tag.

La etiqueta Conection, figura 3.15.a, asocia el nombre de la tag con un ítem del

servidor. En esta etiqueta, se define el tipo de acceso a la tag, el nombre del

servidor que utiliza, el grupo de I/O al que pertenece los tags, el ítem del servidor

al cual se conecta. Entre los tipos de accesos se tiene: Memory, valores no

conectados a algún hardware sino que son generados por software y

almacenados en la memoria del computador; input son tags solo de lectura;

Ouput permiten solo la escritura del tag; Input /Output se permite leer y escribir

sobre las tags.

En el (/O Group se puede crear nuevos grupos de tags para el manejo de las

mismas y define cuan rápido puede ser leído un elemento. El Access Path, es

requerido por algunos servidores, para especificar un tipo particular de

comunicación que requiera el hardware.

14 Ver Capitulo 2. Sección 4.1. Protocolo de Comunicación Modbus.

139

'te Analog Tag Comiguralion • Modbusl.42050

General Comedión üperaliorre I Scaing | Alarms j

Tag Access InpuíAlutput

ServerName |_

I/O Group P

National

Ñafio nal

!| Deate... Delete

-ítem Connection -

ítem Ñame Filter

ítem

:¡ Bíowse...

Modbusl.42050

<NoneSeIected>

Add... Edil.. Delete

Pasle Ilem Ñame lo Tag Ñame

S- Analoq Taq Confíquration - Modbusl.42050 E3

cieneral | CormecÜon Operalioro I Scaing 1 AJarms 1

UpdateDeadbandtXofrange) | 1,00

QiSetlnüal Valué | 0,00

, .__n.t je. ,.

'•• E.Log/PrinlEvents

: RjLogData! Log Deadband [% of rangej j 1,00 !

1 Log Resoiufon (engineering unils) j _ 0,01 :

| DK | i "Cancel |

í> Anatog Tan Confiauíation - Modbusl.42050 E

Cleneral | Connection | Dperatíons ScaEng 1 Alarms I

Engineering UrA | <none> ¡y|

ScateTi'pe j <none> |[vj.

! RawScale Engineeiing

FJScale J ..IPAQQií 1 100-°0

ZeroScale | 0,00;' | 0,00

Coerce lo Range Jj1

i

| DK | iPCancd

H|É>- Anaína Tan Confitiuratiem • Modbusl.42050 f3

C¡enefal | Connection | Operations | Soafing Alarms j

[ iEnable Alarms

AlannAcknowtedgeMode j UsetrnustAck \-r\m Deadband {% of range) | 1,00 ;

EnabieAlarm UmH PiíofíyCHLHÍ | OjOO i 1

DiHI | 0,00 ¡ 1

ÍJ^LO ¡ OJO j 1

0;LO-I-0 | blÓ | T

Alairn Mec:age |

DjEnabh Ptioritv | 15

| ÜK | rSnceí"|

c) dTFig. 3.15. Atributos de las tags.

a) Conection b) Operations c) Scaiing d) Alarms

de prioridad de 1 a 15. Para tags discretos permite generar alarma si el valor de la

tag es alto o bajo.

138

£2e gonfigure íierveis \/¿indow

Tag Ñame | Tag Group*- Modbusl.42049

| DataTypeAnalog

TagAccess | *Input/Output i

OfM itíl¿B&^«^^^^^ •-..'-. ->'•*':-- • -.:-'-'• 1«• Modbusl.42051-* Modbusl .42052*- Modbusl. 42053-*- Modbusl. 42054> Modbusl. 42055• Modbusl.42056*- Modbusl. 42057*• Modbusl. 42058-* Modbusl. 42059* Modbusl. 42060-•• Modbusl. 42061-•- Modbusl.42062-••Modbusl.420634- Modbusl.42064-* Modbusl .420654-Modbusl.42066* Modbusl .42067*Modbu$1.42068

[ll . .

¡g^gfi ríjj B^jfQiiiTQjfí'i

3

Analoq

>«íí íímrn;MKsimeneta) Cormectíon 1 Dperatbns j ScaÜng

Tag Ñame

Tag Gfoup

Tag Descftption

InDut/Qufput"tí tt*''Í* ?<-• '•••"' '«^ t'l'Vl

Alanns I

Modbus1.42050 j'¡

<ALL> ^J,

.. J!

—

: »\.

Fig. 3.14. Configuración de los atributos de las tags.

Etiqueta Operations, (Fig.3.15.b) en el área "Engine", se determina el valor inicial

del tag y el campo "Update Deadband", determina cuando el Engine actualiza la

tag con un nuevo valor. En el área "Logging Data and Events", se marca la opción

Log Data, para que la tag pueda ser registrado en la base de datos Citadel. El

campo"Log Deadband" especifica el porcentaje mínimo de variación en el valor

del tag para que éste sea registrado en la base de datos.

Etiqueta Scaling, permite convertir los datos registrados a unidades apropiadas

de ingeniería, escalándolos de manera lineal o cuadrática (Fig. 3.15c).

Etiqueta Alarmas, permite generar eventos y alarmas automáticamente, sin

programación adicional, cuando los valores de las tags salen de los rangos

previamente definidos (Fig.3.15.d). Para tags análogas, permite habilitar cuatro

posibilidades de alarmas: valores muy alto, alto, bajo, y muy bajo, con un rango

140

3.5.3. APLICACIONES CLIENTE.

LabVIEW DSC instala varias herramientas de desarrollo, que permiten crear

conexiones con los tags, cambiar de pantallas o asignar niveles de acceso a los

usuarios de las pantallas; realizando de manera automática la generación de

código de programación. Estas herramientas son: el HMI Wizard, el Panel Wizard,

el Access Security.

3.5.3.1. El HMI Wizard.

Los Vi's creados para la interfaz con el usuario consta de visualizadores para

mostrar en pantalla los datos adquiridos y controles que permiten modificar el

comportamiento del servidor. Estos controles e indicadores, deben ser

conectados a las tags existentes en el archivo .scf, para la transferencia de datos

con el Tag Engine. El HMI Wizard es una herramienta diseñada para realizar

estas conexiones. Para que el valor del tag pueda ser transferido al VI cliente, el

Tag Engine debe estar corriendo.

Para conectar una tag a un indicador, se hace clic derecho sobre el indicador y se

selecciona la opción HMI Wizard (figura 3.16). En la ventana que se abre a

continuación, se escoge el nombre del tag el cual se desea visualzar y se pulsa

OK. En el código que se crea automáticamente, no se observa alguna conexión

con el indicador, esto es porque el HMI Wizard, utiliza conexiones del DataSocket

del panel frontal que no requiere conexión alguna.

3.5.3.2. El Panel Wizard.

El panel wizard es una herramienta utilizada para la navegación entre varias

ventanas de paneles frontales (VI), que una aplicación cliente tuviere. Esta

herramienta solo es aplicable a variables boleanas, generalmente botones. Para

acceder a esta herramienta, se debe hacer clic derecho sobre un control y se

selecciona la opción Panel Wizard (figura 3.17),

141

gfc!fc»ib¿Mi« T ríajxf£3o £tfi fiperale Joob Jliomo \4fjrxiow Help

Jt£¡¿];Q|||||l2plAiUJGlee¡; • H|5*H|3«H|Í*H

)*JT

.rtejic

RndTwmíndChanoe'toContiot

Oeíctpfbn and Tip...

Cfeeíe >Rcplace >

! Déla Operstóns f: Atívanced >

'•"•(*(í'i".'/sJ.|i''S|ií%P'íí'5i"[i• Secuiity_.

RepíKertalbn >! OetaRangft...

Í feWNA^lU^^

j D«taCoroectton j Aloitra J

1j p TagVdua : — :

Í i Tog 1 [MUa[o)42-e !¿j HgJ1 1 ' , 7"^""""" *^i-t-*ji7Aii"1"- _ _ _ _! .

1 ! p" MalchccrtjoltsbcJlolaanaffia! . ] "1 í p1 Meitohscatttolíigcorifiguidlion

ii ; MW 100,00' Í Mh Offi• 1 Urib

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¡Í 1 "°K 1 • C.ncd

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S' frv:;.¡u. ;;--,. ::; Ulbjx]¿ile ¿tit Üpeíaie loob Irowse jndow Help Eg|l

fOÍ@j'. ;|lMl lMI5>"!3Í ¡WplAppfcaBonFortl r^'•'£

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1 - "i;

- ' • • • • r

a a o a D D n g o p o Q Q D P Q D O O C j a ¡|a[MuWoí42-e H lMulalo]A2-e j :

1 U L : 1 1 • ¡i D n n o D n D n D a n D D a n n n a n a t I

- " " . " " ' " J -

Fig. 3.16. HMI Wizard para generación de código.

"3

JflHASa-["ViáffillSre Í'

Changa tt, Indcetor

i. .D«cnpt»rnndTip._

;, OwJ.c »r Repise* >r Data Opeíationj )

WJWtzad...

MechsnáwJAdbn

WlhtMícorírd • ^OpenaPanel

I , Dote ihij PaodBuaon | romfl"!

C) \jxjh piornplf¿: Hrttacal Tieod Vieww

n o n n n_o_nn_o_o_p D o a D a o o n n D a D a a D o n n D D n a o c i n p n o

Fig. 3.17. Configuración del Panel Wizard

En el cuadro de dialogo que se abre, se puede escoger la acción que e! control

realizará: abrir un panel o cerrar el panel actual. Si se selecciona abrir, se debe

determinar que tipo de panel se va a abrir: un cuadro de inicio de sesión, un panel

de históricos, un panel de monitoreo de tags o un VI, para este último se debe

especificar el path de la aplicación Vi a ser abierto.

3.5.4. RECUPERACIÓN DE DATOS, EVENTOS Y ALARMAS.

En la sección "Configuración de Tags", se determinó que el registro de las tags en

la base de datos Citadel, se efectúa sobre las tags que hayan sido configuradas

142

previamente. Ahora bien, si se quiere recuperar la información de estas tags

desde la base de datos, hay varias maneras de hacerlo. Una de ellas, es la

utilización del utilitario de LabVIEW DSC, el Historical Trend Viewer (HTV). El

HTV es una herramienta que recupera los datos directamente desde la base de

datos y los despliega en pantalla en un gráfico. Para construir una interfaz HTV,

se selecciona el menú Tools»Data!ogging & Supervisory Control» Historical Trend

Viewer. Esta herramienta permite seleccionar las variables a ser monitoreadas, la

fecha de inicio y fin del registro entre otras cosas. Más sobre esta herramienta se

verá en el manual de usuario.

Para la visualización de una variable en tiempo real se puede utilizar un objeto de

la subpaleta de herramientas Trends, el Real Time Trend sobre el panel frontal, y

emplear el HMI Wizard sobre el objeto, En el cuadro de dialogo se escoge las

variables a ser visualizadas y se pulsa OK (figura 3,18). Esto permitirá grafícar la

información recuperada y visualizar la actualización de datos.

Fig. 3.18. Asignación de variables a graficar sobre un objeto Real-Time Trend.

143

3.5.5. IMPLEMENTACIÓN DEL ACCESO DE PERSONAL.

Para el desarrollo de las seguridades de aplicaciones de LabVIEW DSC, se utiliza

la herramienta User Maneger, el cual permite crear y modificar cuentas de todos

los usuarios de la aplicación. Permite definir que privilegios son otorgados o

denegados a un operador. A esta herramienta se accede desde el menú

Tools»Datalogging & Supervisor Control»Security»Edit User Account (Fig.3.19).

:Í),,' National Instruments User Account Manager SSLUser gelítaes Qptions H

¿S Anrosua Ana María Romero Operadora ¡

¿SAudíofaz Fabrício Zufíiga Invitado 7 — ']

$í Guest

HÍÍ

1 Groupríame

$$ Admínistratois

•g§ Guests

•QtíGpeíators

•8§> System Operators

1

Built-in account for granb'ng guest access to the system 'R?*

1- •- -•>!

¡ Description )

Members can fully administer useí accounts

Members have guest access to the system

Members gtanted genera! access to the system

Members granted systern-level access lo Ihe systern

• -...«.- II!— !. ......,.—.- ->.._, __._.__ .„ ...!, — • ,„,- ...—....•.•

Fig. 3.19. User Maneger.

En el User Manager se tiene cuatro grupos predefinidos de usuarios, que son:

Administrator, Guest, Operators y Sistem Operator. Se pueden usar estos grupos

o crear nuevos grupos a! seleccionar User»New Local Group. De igual manera,

existen cuentas especiales de usuarios predefinidos con diferentes niveles de

acceso que son;

• Administrator; Siempre tiene acceso completo al sistema y puede cambiar las

configuraciones de seguridad,

• Guest; Tiene un nivel de acceso predefinido a 1.

• Nobody: es un usuario no "autorizado", predefinido cuando no existe un

usuario registrado, su nivel de acceso es siempre 0.

144

Se puede agregar una cuenta al seleccionar el menú User»New User Account, y

configurando el cuadro de dialogo similar al de la figura 3.20. La información

básica de la cuenta que se debe ingresar es: el nombre del usuario, la

contraseña, el nivel de seguridad, etc.

Tanto los grupos como las cuentas predefinidas, no pueden ser borrados.

ryv^THfifbí ri / titír\JJ&^\íí%}^L¿(*f&l

Useiname:

FütlWamé: . 1• : • • (

jDescripíion:

Passwotd: 1"'. í

Confirm ]Passwórd: ]

Secúritii Level:

épj^^.%^-x' .-:v:-r,.<^í- -^:-^:V/- ::^',:-' ' - .Ívl5ll|1

. ^ ^ rus"" ,.,„„ :

: . . |: Cancel

;•;-, - - - . . - . . . ' . . - - . . . . . . . . . " . . - - . - - . ......... i!; Help :

: ' - -.- - . - - . " ' . . • !

i

~^~mMinutes idle gnlil logoff; jo ^j

© Password N.evet Expires

O Passwofd E.«pires Ih )„_„ jl Days

Q Account Disabled

^~~~:

Fig. 3.20. Configuración de la cuenta de un usuario.

145

CAPITULO 4

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS.

El sistema de monitoreo de la subestación Muíalo, mejora el funcionamiento del

sistema eléctrico en general, tanto en la manera operativa de la subestación,

como en la medición y registro de los valores de los parámetros eléctricos.

En la forma operativa del sistema, podemos destacar varios aspectos

importantes, como por ejemplo, la realización del mando de cierre y apertura de

los alimentadores primarios y de los nodos de interconexión, en forma remota.

Esto permite a los ingenieros de ELEPCO, maniobrar de manera rápida y dar una

respuesta a cualquier situación anormal o de mantenimiento del sistema eléctrico,

brindando seguridad en la operación de los elementos de corte, pues no es

necesario estar presente en ei sitio donde se encuentra la paramenta eléctrica de

alto voltaje.

La medición y registro de datos, anteriormente, lo realizaban los operadores,

registrando los diferentes valores en hojas membreteadas a cada hora, en

horarios de bajo consumo de energía, y cada media hora (o cuarto de hora) en

146

horas de alta demanda de energía; posteriormente, estos datos eran trasladados

a un archivo de Excel y/o enviados vía radio hacia la estación central, para luego

realizar el análisis correspondiente del Sistema Eléctrico. Al monitorear los

parámetros eléctricos de manera remota, los valores de cada parámetro se

actualiza automáticamente en la base de datos CITADEL, de manera que el

tiempo empleado para realizar la medición es de apenas algunos segundos,

correspondiente al tiempo de respuesta del Sistema de Supervisión, y su registro

en un archivo electrónico, puede ser incluso, en cada medición.

El tiempo de respuesta del Sistema de Supervisión, va de tres a seis segundos y

es debido a la velocidad del radio- módem, pues sus características de velocidad

no son suficientes para la cantidad de datos a transmitir. Esto indica que cada

parámetro visualizado en las ¡nterfaces HMI (pantallas de supervisión), se

actualiza con un tiempo de retardo de hasta seis segundos, es decir entra en la

clasificación de un Sistema en Tiempo Real Severo. Este tiempo resulta un poco

amplio, no permitiendo realizar un análisis más detallado de las variaciones que

en la red se producen.

Los elementos de corte responden a una acción de cierre o apertura con un

retardo de tres segundos. La diferencia de tiempo en relación con la actualización

de los valores eléctricos, responde a que LabVIEW, da prioridad a las tags de

escritura.

Se puede concluir entonces, que el sistema permite obtener una hoja de cálculo

cada 6 segundos aproximadamente. Esto permite realizar una análisis con cierta

profundidad del sistema eléctrico y en un tiempo mucho menor. Las pantallas HMI

estadístico e históricos, sirve de apoyo en análisis del Sistema Eléctrico, que los

ingenieros de ELEPCO realizan, para evaluar flujo de carga y realizar el análisis

de balanceo de cargas, etc, de una manera mas fácil.

En la subestación Muíalo, el funcionamiento de los elementos de protección y

medición electromecánicos ya existentes, no se ve mayormente afectado por la

presencia de los equipos implementados para el Sistema de Telemetría. Las

147

conexiones realizadas en cada celda de alimentación de 13.8KV y en las

estaciones blindadas GIS de 69KV, no alteran el conexionado ya existente y es

posible desconectar completamente el Sistema de Telemetría sin mucha

dificultad. Esto hace que ambos sistemas, el electromecánico y el empleado para

la Supervisión de la subestación, sean prácticamente independientes.

Varias soluciones se pueden dar, para mejorar el tiempo de respuesta de!

sistema.'Una de ellas puede ser el empleo de analizadores de redes eléctricas

que posean puertos de comunicación a altas velocidades (Ethernet 100 base T,

por ejemplo), esto permitiría realizar análisis de calidad de energía. Añadiendo a

esto, la utilización de un computador local, el sistema se vería mejorado

grandemente, pues en redes de área local, las velocidades de transmisión pueden

llegar actualmente, a los Giga bits por segundo. La trasmisión también puede ser

mejorada con el uso de radios-módem de mayor velocidad, sin embargo, esto

puede afectar la frecuencia de transmisión y por ende la banda de frecuencia

establecida para ELEPCO. Todos los equipos necesarios para realizar las mejorar

mencionadas tienen un costo mayor al equipo con ei cual se realizo el sistema de

telemetría estudiado en este trabajo,

4.2 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

• Todos los equipos y dispositivos empleados para la telemetría en la

subestación Muíalo, se encuentran "centralizados" en un tablero de control

ubicado en el cuarto de control de los operadores, con lo que el espacio

requerido para la implementación del sistema de telemetría, no requiere de

grandes dimensiones.

• Los conexionados realizados para la implementación del sistema de

Telemetría, no alteran el conexionado previamente existente en las celdas

alimentadoras de 13,8kV y 69kV. por lo que el funcionamiento de los

dispositivos de medida y protección ya existentes, no se ve mayormente

afectado y permanecen funcionando normalmente. Esto hace que el

funcionamiento de los dispositivos de medida y de protección, existentes en la

148

subestación Muíalo, sean independientes del funcionamiento de los equipos

de transmisión y control implementados.

Sobre la base de las potencias obtenidas en la telemetría y monitoreadas en

las pantallas de supervisión, es posible determinar fácilmente, el flujo de carga

del sistema eléctrico15.

El sistema, al ser digital, mejora la precisión en la toma de datos para la

medición de los parámetros eléctricos en la subestación.

La confiabilidad de los datos en la transmisión, está definida por el protocolo

de comunicación y la calidad de los equipos utilizados para esta tarea.

El tiempo de respuesta del sistema para el mando remoto de las celdas

alimentadoras de salida, se estableció en un rango de 3 a 6 segundos. Es

posible disminuir este tiempo, reemplazando los equipos de transmisión

(radiomodem) a velocidades mas elevadas, esto sin embargo, podría afectar la

frecuencia de transmisión utilizada por ELEPCO, a más de que la

implementación resultaría más onerosa.

Es recomendable la utilización de un computador industrial en la estación

remota (Muíalo), esto debido a la gran cantidad de información. Es otra

manera de mejorar la respuesta del sistema sin tener que reemplazar los

equipos de transmisión.

15 Flujo de Carga: diferencia de potencias activas entre nodos de un sistema eléctrico.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

> ESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN Y DISTRIBUCIÓN.

PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS, Ramírez Vásquez José,

Mayo 1985, 6a Edición.

> INSTALACIONES ELÉCTRICAS DE BAJO VOLTAJE, CÁLCULO DE

LÍNEAS ELÉCTRICAS, Ramírez Vásquez José, 1985, 5a edición.

> CENTRALES Y REDES ELÉCTRICAS, Bucholdh Th. Happoldth, 1959,

> AUTOMATIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN MULALÓ MEDIANTE EL

EMPLEO DE RELÉS DIGITALES SIPROTEC 7SJ63 SIEMENS, Muñoz

BarrreraLuis Alfredo, Tesis de Grado, Julio 2001.

> DISEÑO Y DESARROLLO DEL HMI DE UN SISTEMA SCADA PARA

LA AUTOMATIZACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN DE ENERGÍA 69KV

A 13,8KV, Bonilla Chantapaxi Edwin, Cárdenas Velasco Mauro, Tesis de

Grado, Junio 2003.

> SISTEMA SCADA PARA EL SISTEMA DE GENERACIÓN Y

DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA S.A.,

Damián Ramos Millón, Tesis de Grado, 1999.

> ESTUDIO DE LAS SUBESTACIONES BLINDADAS Y AISLADAS CON

SF6, Mier Luna Vivnició., Tesis de Grado.

> USER'S GUIDE LABVEEW 61, National Instrument

> LABVIEW DATALOGGING AND SUPERVISORY CONTROL

MODULE COURSE, National Instrument.

> CATALOGO GENERAL DE PRODUCTOS, Circutor.

> USERS GUIDE DL205, Autoimation Direct.

> PLANOS DEFINITIVOS, Subestación Muíalo, Elepco S.A.

> http://www.efalcom.com.html •

^ http://www.conelec.fíov.ec/index.html

^ hrtp ://www.modicon. com

^ hrtp ://www. eva. s win. net

> http://pomelo.ivia.es/mecanizacÍQn/A\^^v/Manual_Electronica/index.htm

^ bt1p:/A^^v.geocitiesxonVoceaia_buoys.htrnl

MAMJAL DE USUARIO.

El manual de usuario permite tener una visión amplia de la aplicación, del

software desarrollado para la supervisión de la subestación Muíalo y la manera

como éste se utiliza. Brinda una facilidad al operador al momento de ingresar o

ejecutar una acción dentro del Sistema de Mando y Telemetría de la Subestación

Muíalo.

INTRODUCCIÓN.

El sistema SCADA de la subestación Muíalo, es una aplicación desarrollada sobre

la base de LabVIEW DSC de NATIONAL INSTRUMENTS y mediante el protocolo

Modbus, el cual permite el enlace de todos los CVM's colocados en el tablero

SCADA. LabVIEW DSC de NATIONAL INSTRUMENTS es la plataforma para el

HMÍ, interfaz hombre máquina.

El enlace para la transmisión de datos entre las subestaciones y el Centro de

Control se realiza mediante RADIO ENLACE. La adquisición de datos se efectúa

utilizando un software Servidor Industrial de Automatización OPC Servers.

La base de datos del sistema a ser utilizada será CITADEL (la cual forma parte de

LabVIEW DSC), a la que es posible acceder desde cualquier otro tipo de base de

datos como lo son: ORACLE, MS Query, MS Excel, MS Access, entre otros, ya

que utiliza como medio de conexión el sistema estándar ODBC.

A continuación se presenta la función de cada pantalla del sistema:

PANTALLA DE PRESENTACIÓN.

La pantalla de presentación del Sistema SCADA para la Subestación Muíalo

contiene dos teclas que permiten ingresar al sistema (ENTRAR) o salir del

programa (SALIR).

g-PRESENTACmN.vi

ESCUELA POLITBCHICA NACIONAL

DKPARTAMBHTO DEELECTRÓNICA Y CONTROL

PROYECTO DE TITULACIÓN

ENTRARl

DIAGRAMA UNIETLAR PRINCIPAL.

En la subestación Muíalo, se ha representado los disyuntores y seccionadores de

interconexión para San Rafael y Lasso, la entrada del Transformador de Muíalo a

nivel de 69kV, la celda de entrada de la barra de alimentación principal (13.8kV) y

los alimentadores o salidas primarias a nivel de 13.8kV.

Se visualiza, en tiempo real, parámetros trifásicos tanto a nivel de 13.8kV como a

69kV. Los principales puntos que se distinguen en esta pantalla son:

1. Estado de los disyuntores, el color rojo indica que el interruptor está cerrado y

el verde que se encuentra abierto.

2. Estado de los seccionadores de acoplamiento a nivel de 69kV. El rojo indica

que el seccionador esta cerrado y verde indica que se encuentra abierto.

3. Estado de seccionadores de puesta a tierra. Color negro indica que el

seccionador se encuentra abierto y color naranja, que se encuentra haciendo

contacto a masa.

4. Potencia activa trifásica en cada celda de 13.8KV, y disyuntores Lasso y San

Rafael.

5. Corriente trifásica en cada celda a nivel de 13.8RV, y GIS Lasso y San Rafael.

6. Factor de potencia trifásico en cada celda a nivel de 13.8KV, y GIS Lasso y

San Rafael.

7. Voltaje trifásico en la barra de 13.8KV y en las líneas de 69kV.

8. Identificador del usuario activo.

9. Retorno a la pantalla de presentación (SALIR).

£te jffi Qpüirie

HZ

I SAL IDA 2 I ¡ SAUDA 3 |sjU.IDA4:] [ SALÍ PAC j j

Para tener acceso a las distintas pantallas del sistema, el operador deberá

registrarse con su nombre de usuario y clave personal, cada usuario pertenecerá

además a un grupo o cuenta. Deberá hacer un click con el botón izquierdo del

mouse en INGRESAR y aparecerá el siguiente cuadro de dialogo:

@ User Lpgin |M|

Use/ñame: jAdmirñstrator

Accoünts: I Administra tor _rJ

OK Cancel Logout

Si los datos ingresados son correctos, el sistema dará luz verde al usuario quien

tendrá acceso al resto de opciones, caso contrario se le volverá a pedir una

cuenta correcta. Cada usuario tiene distintos privilegios dentro del sistema.

• ;_, '_- -V;/,Q,v;- •.

r ACCESOU,,,.,. ,.,,..éSS==

',i

í " CÜT/!UfíICftCiOH O" j

jUSUARlO-.r (nobods) j j

Una vez otorgado el permiso de acceso a! sistema, se activan los diferentes

botones que forman el menú principal: Estadísticos, Históricos, Alarmas, Mando

Remoto y accesos a la pantalla de los CVMJs.

ESTADÍSTICOS.

Es una pantalla que permite obtener en una hoja de Excel, los datos almacenados

en los históricos de la base de datos. Esto es útil para realizar cálculos de

parámetros tales como el promedio, la moda, la varianza, la desviación estándar,

entre otros.

!íg ESTADísTfCOS.vi "" . ' .'. • . ' ; •/-..Vf/v •••-/: - --•-. :;;•:;— B^V^' • ^^^^^^^''^^^^K!^^

\ USUARIO:] (ncbodj) j¡¡

INTERVALO Y PERÍODO {1 DE LA MUESTRA |

. Inlervolq Periodo

| 1:00, )L_ 10:10:00

•; FECHAS DE MUESTBEO i

Fecha inicial Facha final

^ 10:31:00.00 1^120:41:00.00 ,

HMnr— mrwrrtn f

j. i CAVICTQRXdata

SÜBE3TAC1ÓH H0LAXXESTADÍKT1COSS

LISTA DE VARIABLES

S\oemcoinpulerVScada\'MulalQ.SR-Kw21 |\\oemcompute[VScada\'Mu!aIo,SR'A2l ¡

\VoemcDínpu(«\ScadaM'lL¿aIo,SR>All ]

\Voemcomputet\ScadaVMulalo.S5-FP1' \l ¡

\\oemcompUet\Scada\1vluIalo.SR-FPIII1 \' '-

\Vjemcompulef\ScadaS1Mulalo.S4-FP2< j\Voemcompute(\Scada\Mulalo.E-FP3< } •\\oemcompulet\Scada\Tvlulalo.S2-FPlir |\VoemcompUerVScñdaYMutío.S3-F P31 í\Vcwfncomputef\Scada\Mulalo.S4'FP1 ' '-

\Voemcotnpulef\ScadaVMuIalo.L-FP1' !\VoemcompuíefVScadaVMuIdD.S3-FP2' IVWmcomputefVScada\Mulalo.S3-FF1ir i\\08mcorríiuíef\Scada\'HUalo.S4-FPfir !\\oe(ncompulef\Scada\>lLila!o.SR-FPl1 :\\oemcomputei\ScadaVMuIalo.SR-FP? i

\\oemcompmet\Scada\'MiJalo.S2-FPT íS\oemcomputet\Scada\'MiAaIo.S2-FP2' i\\oetncompulef\ScadaV1vlulalo.S2-FP31 ¡\\oemcomputef\ScadaVMtJalo.S3 :PT 1\Voemcompule(VScadaVMulalo.S1-FP3' i\\oemcompule(VScadaVMutaIo.Sl-FP2' |i\\oBrncompmefSbcada\Mulalo.bl-l-Klll1 j .\\oemcMnpUer\5cada\'Mu!aIo.L-FF1|[l ^ LZ

£

,

=

; V.FftiA cowu?cc<£p-n ¡H

{Historial

Date

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2X4

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

01/20/2004

Í 01/20/2004

01/20/2004

01/20/200401/20/2004

DATOS HISTÓRICOS

Time

1 0:31:00 AM10:32: 00 AM

1tt33:OOAM10:34:00 AM

1 03500 AM

1 0:36:00 AM1 0:37:00 AM

10:38: 00 AM1 0:39:00 AM

1 0:40:00 AM

10:41:QOAM10:4200 AM

1 0:43:00 AM

1 0:44:00 AM10:45:00 AM1 0:46:00 AM

10:47:00 AM10:48:00 AM

1 0:49:00 AM

1 0:50:00 AM

1 0:51:00 AM

1 0:52:00 AM

£1r~ •_- sLiear enchivo ,'

de BKcel ',

. , i

SALIR

- Ji

Vw»rocom¡

,AJ-

.*

1: )

:|

i

' !

;

i

En esta pantalla distinguimos los siguientes controles:

• Intervalo de muestreo (HH:MM:SS)

• Periodo de la muestra (HH:MM:SS)

• Inicio de muestreo (HH;MM:SS y DD:MM:YYYY)

• Fin de muestreo (HH:MM;SS y DD;MM:YYYY)

• Lista de variables

• Tabla de datos históricos

El intervalo de muestreo, es el tiempo existente entre cada dato analizado. El

período de la muestra corresponde al tiempo total del muestreo. Desde la lista de

variables se escogerá ias variables existentes mediante el mouse, al dar un click

en el nombre de la variable requerida, y Shift + Click derecho, para añadir tags.

En la tabla de datos históricos aparecerán los valores de las variables

seleccionadas.

Haciendo clic en el botón SALIR, se cierra esta pantalla.

MANDO REMOTO.

Desde esta pantalla se realiza el control de operación de apertura y cierre de los

disyuntores. Se visualiza además el diagrama unifilar con ios principales

elementos de corte, la posición de los seccionadores de puesta a tierra y el

estado de los selectores Local/Remoto, los mismos que deberán estar en la

posición Remoto, para realizar el cierre o apertura de cada disyuntor.

A esta pantalla sólo tendrán acceso, aquellos usuarios que posean los permisos

respectivos dentro del sistema, caso contrario el control para el ingreso a esta

pantalla estará deshabilitado.

CÓDIGOS

-Q8

HISTÓRICOS.

Al dar un clic sobre la opción Historial del menú principal, se abrirá la pantalla del

Measurement & Automation Explorer. Luego, dando un clic sobre Historical Data

se muestran las bases de datos disponibles. Escoja aquella que desea consultar.i> C:\Mis documentos\Vrcloi2\tes¡s\data - Measutemenl t Automation Explore!

£3e Edil tfew Jods Help

i -^ New Trace View ^NewAlam/EventView

HistoficalDala))--3 C:\AicKyrsde piogiamaVNatíonal InidumentiMi

nsliumenUM-í

S cales

istorica*=^^~u QWchívos de programa\Nat¡onal InstrumentsVD

— SJ C:\AtcWvosc

"C:\Aicnivosc

~ QWcriivosc

H 3 CAMlsdocurr- 3 C:\Mtsdocurr— 3 C:\Mis docurr« .«A

jOMvíu documento»WKrfot2\te««SdalalC:\Progfam Flet\Nab'ona

SoftwateRemote Systems

Por ejemplo: C:\Archivos de programa\National lnstrument\LabV!EW6i\data. En la

parte derecha de la pantalla, bajo el encabezado TRACES, se indicará entonces

el nombre del PC donde está la base de datos con la información respectiva.

Dando un click sobre el nombre del PC se despliega el listado de parámetros

eléctricos. Con el botón derecho del mouse, de un click sobre la base de datos

seleccionada, se desplegará el siguiente menú, como se indica a continuación.

(J£ C:\Mis documenlos\Victoi2\dala - Measuremenl & Automation Explorer

File Edil View Jools Help

jj ^NewTraceView ^)NewAlarm/EventV¡ew ¿¿Compact ij^Reset @Hétele

i >

Confiquration

B

My System !£| Data Neighborhood jSi Devices and I nterfaces jftl IV! InsUumenU {O Scales i^ Histórica! Data j

h" 3 C:\Archlvos de programaNNational InstEumentsSUii 3 CAAfchivos de programaSNaííonal InstrumentsSLc!¡ ^J CA¿,rchivos de programaSNationai InslrumenlsSLc-|-~3 CMrchivos de progtamaNNalional InstrumentsMc)l--2§ CAArchívos de programaSNational InstrumentsSLcjh" la C:\Aichivos de ptogtamaSNational lnsUuments\U[!~"^á C:\Archivos de programa\Natíona[ InsUumentsMcj¡ ^ CMrchivos de pfogiama\National InsttumentsMí!j"™!~á C:\Archivos de programaSHational

New View•*¿j l3KSUfifc*ia51UWIW«i*i5HM-3 CAMis documentosSVicMjíí••""á CAMisdocumentos\Vi|>íort

TracesQ-sl victor-2U-iga

Ha LabVIE

Listado de parámetros

1 ^ CAProgram Files\National l¡

Remote Systems

,-%Comoact" M

Tiace "; :

Álarms/Evtnts

•fsL(Mulalo]Hl-S|-sM[MuIa!o)Hl-STVsR(MuIaIo)H1-S3sL(Mulalo]H1-S2|R :ÍMula!o]H1-sM '(Mulalo]H2-S1 JL -(Mulalo]H2-S1- M(Mulalo]H2-S1- R

" (Mula!o)H2-S2-ÍL -.!- LHulalo]H2-S2-ÍR •

ulalo)H2-sM| .u!a[o)HSPT/L .ulaloJHSPllR .

•\(Mulalo]SPT-|] '

r-D¡

Ni

P

s

New View: se obtiene un nuevo submenú. El usuario podrá ahora realizar una

consulta gráfica de los parámetros eléctricos (Trace), o revisar el historial de

alarmas y eventos, (Alarms/Events).

Compact: compactar la base de datos eliminando espacio gastado que podría

resultar de eliminar o archivar datos.

Reset: elimina cualquier consulta anterior, no la base de datos.

Delete: ofrece dos opciones, remover la base de datos del árbol dejando los

datos intactos (eliminación visual) ó, borrar la base de datos del árbol incluyendo

los datos (eliminación física).

Rename: permite cambiar el nombre con el cual aparece la base de datos en el

árbol.

Consulta Gráfica de Parámetros Eléctricos Trace

Cuando el usuario escoge New View »Trace, se crea un subdirectorio de la base

de datos llamado New View en donde se deberá ingresar el nombre que se desee

dar a la consulta. La pantalla se presenta de la siguiente forma:

j»££?¡ t»>—

\M¡••'i, v¿

09:0,4:13 09:0

trace AUributes teg Djsplay 1

Trace Attríbutes permite configurar las variables eléctricas y el periodo de

consulta.

•» 31 1 2 3 «k 5S 7 8 3 ID 11 1213 1* 15 16 17 19 1320 21 22 23 21 75 -2627 29 29 30 I 2 34 5 C 7 3 9 10

04/06/2003

Haga un click en Start Time y escoja la fecha y hora en que desea iniciar la

consulta; repita el procedimiento para indicar la fecha y hora en que termina la

consulta en End Time.

Para seleccionar los parámetros que han de ser visualizados presione Add New

races y añada las variables al panel derecho presionando "»". Luego de

seleccionar las variables, presiones "OK" para aceptar las tags a gaficar.

• Display presenta las gráficas que el usuario ha escogido anteriormente. Los

comandos desplegados en esta ventana se describe a continuación:

Inicio del período de consulta Fin del periodo de consulta Cursor (HyperTrend Cursors)

/ /Moverse dentro del periodo / Zoom +/- / Cambiar Fecha y Horade visualización actual

este comando despliega el HyperTrend Cursor, el cual permite visualizar

valores puntuales según ¡a posición en que se encuentre el cursor (iínea vertical

de color verde fosforescente), puede trabajar con dos cursores a la vez

habilitando la opción Two Cursors.

10

Para editar las propiedades de los gráficos, se dará click derecho sobre el

recuadro de gráficos; se despliega el siguiente menú:

• ShowLegend

AutoScale ¥

v Fixed Gr'd

2oom/Pan Mode >-

Restore X Axb Width

Restore V Axis Límits

.Add Y Axis

Prinfc

Help....

Properües...

Propiedades de HyperTrend g|

^E- i

11

- I

jI

i'C11 -

laySelfVigí í

'-*'.. ,.y._'¿":. »-| JAmpetíoi rj

>Wa[ _ > - g ) Ádd| Del |

'Jame j anglaraito "T Caplbn JAmpeibs

:aption iTiempo ^MajaGiid MhwGfid Backgtound

4tth joaoi:oo.ooo ^ Tl *-Tl D^lP" V»bb F Visible

„

iOT§&S6LO&OQSáca' Ñame ¡\\CPQ5159S104300\ScadaM?TCPQ51 5961 0430b\Sca . •

Mínimum | M>íTvnum |lKl A)

jtj Lina Sfyla Widlh

'DalaPoirit 3t>>)e

DJ^j JNone jj-j

.... • . . Evenl Slyle Wkfth

v ' ' ' • " ' • - ' Í' • - . ' - - . ' - -

1 Aceplat j Cancelai i Apücar j

En el cuadro de diálogo Propiedades de HyperTrend, el usuario puede cambiar;

color del backgroung, color de la rejilla (grid), color y ancho de las líneas de

gráficos, escala en X (tiempo) y Y (amplitud), dar nombre a los ejes y leyendas,

etc.

11

Si el usuario desea cambiar de escala, lo hará escribiendo en formato de hora

para el eje X (en 1) e indicando el valor mínimo y máximo de la escala Y (en 2 y 3

respectivamente). Una vez que se ha cambiado la escala de los ejes X o Y, el

usuario deberá dar click en el menú sobre la opción Restore X/Y Axis

Witdth/ümits para que el cambio se haga efectivo.

• Exportar a texto

Una vez realizada la consulta, el usuario puede exportar los datos en formato de

texto, de manera que luego puedan ser manipulados en Excel por ejemplo. De la

barra de herramientas elija la opción Exportto Text, se desplegará el siguiente

cuadro;

Éxport'ÁStíJ fornwt É£

r Soítrce Locatíon::— = ^ •- : •:'Computer: localhosl |

Path: c:\emepe\m8hglarafto\eiala

Start iiroe; (1 VÓ3?20Ó3 0:08:46.000"

End fine; flW03/200311:20n7OT"

FWd DeÜmiferrJTAB

j Natural ^j Time ínter/ai: |6QQ sec(s)

Output Ríe: JD \Documants and SetlingsSAH Usets\

Start | Cióse f Advanced... í

Seleccione el intervalo de la consulta a partir de Start Time y End Time. El

delimitador de campo F/e/d Delimitar le da la opción de escoger entre: comas,

punto y comas, tabulaciones, espacios, entre otros; esto hará que los campos

sean correctamente separados al momento de abrir el archivo en otro programa.

El delimitador TAB funciona correctamente. Puede además seleccionar la

interpolación de datos en Interpolation. El comando Natural es adecuado para

cualquier aplicación.

En Time Intervatel usuario indicará el intervalo de tiempo entre cada dato,

12

En Output File señale el path en donde guardará el archivo y el nombre con el

cual lo reconocerá posteriormente, puede darle extensión .txt o .xls para abrirlo

mediante Word o Excel respectivamente.

Presione Start para crear el archivo. El formato que tendrá la hoja electrónica

cuando se abra el archivo será:

¡Sj] dftKvo. Etfctófr'Üw IfBwtar Eorroato tJ ramientas Datos VoQtana 2 Traducción~ ' ' " ' '

K51B F ' G

J_ ¡NI (c) Crtatiel ExpIorerYl.p2';C[BalBd: 1B/D7.2Q03 9:tO:32.S4B'

_3jNumberofIraces export8d¿,4 jNumber of rows: 424 .._...„5 ¡Tlrne inVerrat 600

;Trme__ _ _ _ _ _ - . __Ti ....... ~Dr. 1:28:23.154' ' _ "1 I _ 127-BQ3 1 Ó _ 1 "_ 154.B77' 0:

12! Í¡1 1:38:23.154: ..... ' ....... " "130.097" " " o " ' ' " ...... 157.067' G:

'13'- 2:11:48:23.154' _ 120.672 0. 146.231 : _0"" ........ " ...... ~~ " ........ " '_"3!1J:58:23.154: ...... ~~ " 120554 Q"4:12:08:23.154' ' __ _ __ " ' _ _ _ 116.5S _ 0 _ _ _ _ _ __ 141.548. __0;

"5Í12:1B:23.15T_ "" „ ~ "__ " ..... _ "J15.0EQ _Q. „ __ _ Í.*3-B,G- D''Btl_S2B:23.'l54r "" ................. ' ' ' MlZISl" o" 138.33V í)r17'

Consulta de Alarmas Y Eventos Alarms/Events.

Cuando el usuario escoge Alarms/Events, se crea un subdirectorio de la base

de datos llamado NEWA&E VIEWen donde se deberá ingresar el nombre que se

desee dar a la consulta.

Alarms/Events Filter permite al usuario escoger los criterios para la consulta,

además del periodo de consulta.

13

Q Process Ñame |

Fj Obiect Ñame

£í Desctiption

Alanm/Evart» Bromar)

Alarms/Events Browser presenta en una tabla los históricos de alarmas y

eventos originados en el periodo seleccionado por el usuario.

*£ New A6E View • Meaiuiement & Aulomation Exploiei

| £ie £tfil View loob jjefc.

My System íÜ Dala Neighbofhood \s and Infeifaces ;

|| IVI Instiumenti 1ft- Scales • • • •fy Htíofical Data )h"íá CWchiyos de prpgtarni-- 3 QVAichívoi de progiánr1}—2) CVAichrvot de ptograrr..'•"51 CAArchiva! de pcogtarr;I—3 CWcMvoj de progtarr,[- 3 CWclwoj de ptogjan";1- 3 CVuchivos de piograrr!í— ul CiVAiclwot de progiarr-r-nJ C:\Aichivosdepfograrr,

?-3 C\W¡i documenlotSVíc-, Mfr MewVew í

-t3 C:\Mbdocumenlos\Vic;-3 a\Misdocumenl(»VVÍc;

"Process I "Área Desciícikxi Time Deactív *

'qn^ lU ipi. UMq^DÍtCLetc Üt i M^24/12/03 12: jVWiclor-zu-íg... ;Comunicacíoneí23n2/Ó3"20:.ir/V\vicl^r-2u^lI!CorouTwaci«^V

A\victoi-2ü-íg™ ;DÍsc[ete AlarÍDnciete Alot...

23/12/0320:... .Uvictor-zu-ig... Xpmunicaciones_ T__ \\victor-ziJ-ig..H2/03 19:... A\víctor*2u-¡g... '•.Comunicacíonet 1 AWiclor-zu-ig,.

23/12/03 13:... í\.Vviclor-2U-ig... Comunicacione» 1 'A\victor-zu-íg._

^Ditcrete Alar...ÍDÍicrete Alar...

23/12 )316:..§/íz/raVa«20^2^3 TG:..20/12/03 :".^Ó/f /OSJJ:.;20/12/0313:..

•CHadcl

., \\victor-zu-ig_i VWíctor-zu-ig..

Cíladej _ ' O

' ll !„ °1! Comunica ctones 1

^Discrele Alar...Rebinlding of —

24/12/031;;J23/12/0321':23>J2/q3;2Í:"23/1270311'23/1 "2/03 1Í1

iCorruption deL»'Ditcrele Alar.M

; \.\viclor-2ur¡g..ÁWictor-zu-ifl..

, Comunicactonet 1.Comunicacíoneí 1Comunica clone* 1

' VWictot-zu-íg..•A\YÍctor-zu-íg

, • Diccrete Alar.... Ditcrefe Alar..., :D ¡serete Alar...

23/12/031120/Í2/03l"l

2D/12/W_li;2G/12/Ó3lV

20/12/03 01 :_MH 2/03 01:1

19/12/03122:1

CStadcl"Citadet

Diodo)"DlBdef

Ciladcl

Cñadeí• Rebtutdiru] ot; Coiruption del_;

19/12/0322:.."18/12/0317:..j^/12/03J7:^1C/12/03T8:.";fG/12>Ó3"l7u

CSadelCtodd"

i VVvictor"2u-íg..

^CUwJel _ O

"*ÓtodéV'__7_~^" 'Ó"Comunica clone t 1

:CUadel_Citcdcl __"""_"

; \\viclor-zU-lg..

.¡Rebuitdim} of ,í Co«uption deLIDiícrete Alar...

. \\victor-zu-Tg..:_\\yictoraj-ig..\\victor-2u-ig..

TC¿ádd""" ~

Comunicaciones 1: Comunicaciones 1

i Comunicaciones 1CUadel O

AWiclor-zu-lg..\SvIcloi-2U-ig..

A\vlclor-zu-íg..Cftadet

íDiictele Alar..,:Discrele Alar..,.;DI*creteA|ar...iRebuÜdlru} of.

:19/12/p32;'" Vanz/oá'í:'""Í8/Í¿¿D3"lV"16/Í2/03""Í(

::P5Í AJams/EvertsFfta:: ja Alafms/E«n(sBro¥«ffl 1

14

Exportar De la barra de herramientas seleccione Export, se desplegará el

siguiente cuadro:

'Export

r-Sburt

• Comp

Path:

.Start.tin

End tim

Deslínc

1

Alorms & Events ^j

i .-

utei: localhosl |

cAdocuments and sett'ngsKuser'uTiis documentos !i

IB" !"l¿BZ/?P 3j 1iP™3j .p Q W-j. r .- _, ^j

tionFüe; JQNDocumentsandSetlinDsViJUJsefsVD _rj j^j

Stait : Oose J

Elija el periodo de su interés y el nombre y destino del archivo, puede asignarle

las extensiones .txt o .xls para abrirlo posteriormente en Word o Excel, Presione

Start para empezar la exportación.

El archivo que se crea de esta manera, tiene como delimitadores de texto comas

(,), esta información será necesaria al momento de descargarlo en Excel.

ALARMAS.

En la pantalla de Alarmas, se ha representado todos los indicadores del panel de

Alarmas existente en la subestación. Cuando una alarma se ha activado, se

presentará una notificación audible, la misma que podrá ser desactivada sólo

desde esta pantalla con el botón de Reconocimiento de Alarmas.

Un reporte de las alarmas activas y no reconocidas se despliega en el reporte de

Alarmas de! Sistema. Toda variable que entre en estado de alarma, una vez que

ha sido reconocida y luego de regresar a su estatus normal, desaparecerá del

reporte. Al accionar el botón de Historia! de Eventos, será desplegado un reporte

de las alarmas activas, no reconocidas y reconocidas.

15

SÜtJESTACIÓn WÜLALOPUfBI. Í>F, ALARMAS

SILECÍAfi EXQQKOCEfiCOEHETA

SERALESDE ALARMAA HIVEL DE KJKV

Álamo* dol SitlemaVw Hitloital ^

cotón

**1»BÍ -JS)Ewrtí 'C1

OntoMMCJA 5]*friNoh>c<ftocittrjg]

'ttSSíTSKíir»"! j^i

Déte (( Irna ( T¿g j02/02/2004 05:43:4302/02/2004 0549:4802/02/2004 0549:4302/02/20M 054a49

, ,

MOaloAL-HIMufcb.AL-H2Miií!aAL-H3MüIdoAL-M

'•r ::'ji~'rr;T"r -'-'— '-.'J- -J ri"-— jj...'J..'

Btoup ( Valúa ( AJarraSiaJej AckSlalAJffnun , ÜCOAianvco f aOOAlsmu» ; ttOOAittnun , OOO

;

\ . . -— ., — — — ...

BADSIATLBAO STATt,BAD STATlBADSTATL

ACXAO;A£X

Priora? ( AlamUl

151515 '

AO; |isi1

í — . — __(

aooaooaroaoo

¿

MONITOREO EN TIEMPO REAL.

El usuario puede monitorear en tempo real, los parámetros eléctricos de las

celdas de 13.8kv y de las estaciones de Lasso y San Rafael haciendo un click en

el botón HÜ de la celda respectiva.

, USUARIO: (r

{ ,FB ECU EMC LA f.' jj g| tít \_ . ^ ._ ^ ., . ^ . ^__ ^- ._. . . - . . L1 j 0-0 A J °-° '* í °-° KWM1 Í O-" ÍP ,' 0.0 THD-VI

1- In n ' V ,1.1 ..—..i-..... ¡ D.O V

1 Lg j~*~oTA Í ao"w ! n.n KVA-R , 0.0 fp j D.O ÍHO-VZ

tL3 i 0.0 A 1 M W , ñ-0 KVA-R ,' 0-0 fp j 0.0 THD-V3

- ' »— •• •- • ni.i Q-q v

PAKAUETBO3 TKIFÁSICOS

I IGÚDOO

| 1ÍOOQQ-\, 12DOOQ:

16

En la pantalla que se presenta, se desplegará los valores de los parámetros de

línea y valores promedio en tiempo real. Con la ayuda de la barra de

desplazamiento, se despliega las gráficas en tiempo real.

50

El usuario tiene la posibilidad de graficar en tiempo real, tres parámetros a la vez,

los cuales se escogen en el menú de selección ubicada en la parte derecha de la

gráfica

TAG1I Voltaje L3-N

TAG2

Potencia Recí L2 v

F TAG3-Ninguno-

Para la manipulación de las gráficas se dispone de un submenú ubicado en la

parte inferior de la gráficaPaleta gráfica

Puntero Zo om M anipulación

17

De igual manera se puede manipular la forma, el color y otras características de

cada gráfica , haciendo click derecho, sobre la muestra de la gráfica.

Lommon Plots

Color

LineWidthAnli-Aliased

Bar PlotsFul Base UneInterpolationPoint Styie

X ScaleY Scale

En todas las pantallas del paquete SCADA, se observa en la parte superior, e!

usuario activo y el estado de la comunicación o enlace de radio, con la

subestación Muíalo.

COMUNICACIÓN O-'

ZE&

2QI

SE

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TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

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RELACIÓN5G/SA100/SA15G/5A20Q/5A25G/5A3QQ/SAUGG/5A

TERMINALESX2-X3X1-X2X1-X3XU-XSX3-XUX2-X4'xi-xu

U5Q/5A I X3-X5SOQ/SfiBOO/5A

X2-X5XÍ-X5

TC-4 A TC-B-C20Q-

GABINETE DE CONTROL

EL CUBÍCULO DE CONT.ROL ESTAPROVISTO DE LOS TERMINALES DELOS DISPOSITIVOS PROTECTORES YTRANSFORMADORES DE CORRIENTETIPO BUSHING Í T - C - B ) EXCEPTOLOS TERMINALES DE LOS T - C - B - SPARA INDICADORES DE TEMP- DE.ARROLLAMIENTO

RELACIÓN1QQ/5A20Q/SA

TERMINÓLESX2-X3X1-X2

300/5A 1 X1-X3UOO/5A 1 XU-X5500/5A600/5A8ÜO/5A900/5A1000/5A120Q/5A

X3-XUX2-X4Xl-XUX3-X5 -X2-X5X1-X5

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FUNCIÓNALARMADISPARO

RELÉ DE PRESIÓNSÚBITA PARAPROTECCIÓN

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NO-2.

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• INSTITUTO ECUATORIANO D6 EUBCTRIFICACIONQUITO-ECUADOR

PROVECTO DE SUBTRAHSWISIOH FASE B-l

OBRAS DE INECEL

MITSUBISHI ELECTRIC COHPORATIOH

S/E NUMERO DE PLANO

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MITSUBISHI ELECTRIC CORPORATION, JAPAN

1 0 / L 2 - 5 M V A TRANSFORMADORESQUEMA DE ALAMBRADO

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LOS CONTACTOS DEL INDICADOR DENIVEL DE fiCEÍTE ESTÁN CERRADOS ALNIVEL MÍNIMO DE ACEITE-

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FUNCIÓNCONTROL DE VENTILADORALARMADISPARO

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MODEM RADIO TRANSPARENTE

MRTMANUAL DE INSTRUCCIONES

* Totalmente Integrado

* Alta Velocidad

* Alta Fiabilídad

* Gran Alcance

* Transparente al Protocolo y a la Conexión

* No Necesita Señales de Control

* Permite Redes Multipunto y Repetidores

* Incorpora Medida de Calidad de Enlace

* Doble Interface: RS-232 y RS-485

* Doble Alimentación : 230 VCA y 12 VCC (opción 24 - 48 VCC)

* Gran Robustez

* Montaje en Rail DIN

CIRCUTOR S .A.

1 - INSTALACIÓN DEL EQUIPO

Aunque la Instalación y puesta en marcha de las unidades MRT es simple, deben tomarse una serie de precauciones yseguir las normas que se detallan. Es importante recordar que:

Una buena instalación elimina la mayor parte de problemas y averías que podrían presentarse tanto durante lapuesta en marcha como después durante el funcionamiento de ¡os equipos.

Instalación de la unidad

La unidad MRT se instalara en el interior de un armario provisto de rail de sujeción tipo DIN simétrico. Se sujetará elMRT al raíl DIN mediante los elementos de sujeción posterior que incorpora. Si el armario está a la intemperie o en el mismoarmario hay instalados equipos de potencia, deberá observarse si es necesaria la instalación de elementos de ventilación (porconvección o forzada) y/o calefacción para evitar que el MRT trabaje a temperaturas extremas. Deberá cuidarse también quela unidad MRT no se vea sometida a vibraciones fuertes.

Instalación de antena

La función de la antena es la de radiar y recibir la señal de radiofrecuencia. Es muy importante realizar su conexionadoe instalación de forma correcta.

Para la instalación de las antenas deberán considerarse las siguientes normas generales:

• Deberán emplearse siempre que sea posible antenas de montaje exterior.• Tipo de antena exterior a emplear:

• Antena omnidíreccional : Para unidad que comunica con otras varias, emplazadas en distintasdirecciones (normalmente, unidad de centro)

. Antena directiva : Para unidad que comunica con otra unidad o con otras varias pero emplazadas enuna misma dirección (normalmente, unidad remota)

. Una antena deberá instalarse alejada de cualquier pared, tejado, árbol, etc., a una distancia mínima de 2 metros.• Siempre que sea posible deberá evitarse la cercanía a tendidos eléctricos.. Deberá instalarse en un punto donde no haya obstáculos en la dirección de emisión.• Si se emplean vientos metálicos para ia sujeción del mástil de la antena, éstos deberán quedar por debajo de la

antena a una distancia mínima de 2 veces la longitud del elemento activo de la misma.. Deberán evitarse tendidos largos del cable de antena. Porcada 25 m de tendido se pierde la mitad de la potencia.. El empleo de antenas interiores sólo es aceptable para distancias cortas (hasta algún centenar de metros). Debe

tenerse en cuenta que los armarlos metálicos, el hormigón armado, las estructuras metálicas, etc., actúan depantalla para las señales de radiofrecuencia.

• Debe señalarse que las corrientes de radiofrecuencia no se comportan como las corrientes alternas de 50 Hz ocontinuas. En las conexiones del cable de antena es importante no solamente el buen contacto de losconductores, sino y además, que la conexión conserve la impedancia de la línea. Para ello deberán emplearsesiempre los conectores adecuados y los empalmes a modo tradicional no están permitidos.

• Tipo de cable a emplear: RG-213 de 50 Ohmios• Salida antena MRT: Conector tipo BNC 50 Ohmios

CIRCUTOR SA Unidad Modem Radío MRT. Manual de Usuario V1.0 IMRTIOOCISQIBU9 /o* '°

.CARACf RISTICAS TÉCNICASRECEPTOR INTEGRADO:

- eanda; UHFy VHF (frecuencias autorizadas porel C,N.A,F.)- Canalización: 12,5 ó 25 #-fe- Numero de canales: 1~Impedancia de entrada? 50 W-SensibirKÍadpara BER=1"fO*;~113 dBm- Rechazo canal adyacente, sefectñidad, ¡níermodulacíón y radiaciones parásitas, dentro de normas fijadas por R>D,

2255/1994TRANSMISOR INTEGRADO:

-Banda: UHFy VHF (frecuenciasautorizadas porej (XNAfi.)- Potencia de salida: 2 W (otras potencias bajo pedido}- Número de canales} 1- Impedancla de salida: 50 W- Canalización: 12f5 ó 25 kHz- Desviación de frecuencia, potencia en canales adyacentes y radiaciones espúreas, dentro de normas fijadas porR.D.

2255/1994MODEM:

- Velocidad modem: 24QObps con alfa velocidad de conmutación- Velocidad de conexión con terminal de datos: 300 a 19200 bps~ Formatos de caréter; * 1 start, 8 data, sin paridad; 162 stop

* 1 síart, 8 data, 1 paridad (par/impar), 1 stop* 1 starí, 7 data, sin paridad, 2 stop" 1 starft 7data, 1 pancted (partfmpar), 1ó2síop

- Protocolo: transparente- Longitud de trama: variable. Máximo 1150 caracteres-Admite protocolos Half Dúplex, (püllfngy muítímaesíro) y Sirrtptex- Comunicaciones punto a punió o multípunto- Puertos RS-232 y RS-485 a 2 hilos, con defección automática de conexión- Mínimo conexionado: sólo R*D, TxD y GND en RS-232 ó +S,~Sy GND en RS-485-- Configurado de fábrica, Reconfígurabie ín sttu a través de canal serie"Admífe repetidores (MRT/R)- Permite redes con Unidades directas y otras- a través de repetidor- Controlado porrrihroprocesador

GENERAL:- Ubhado en caja de aluminio para sujeción en raíl DIN EN 50 022 simétrico- Dimensiones (L'A'f3); 210x106x106 mm-Alimentación 230 V Cfl, ¿10%

Consumo máximo: 15 VAFusible de protección: 100 mA retardado

- Alimentación auxiliar 12 V CC: de 10,0 a 15,6 V ^Consumo máximo: 110 mA en recepción

600 mA en. emisiónnulo en presencia de alimentación a red

-Alimentación 24-48 VCC;de 19,0 e 60,0 V (opción)Consumo máximo (a 24 V)t 70 mA en recepción

4OO mA en emisión~ Margen de temperatura de funcionamiento:-»15a +55 "C-Peso; 2,2 f<g

ACCESORIOS:-Antena omnídirecchnai interior, omnídireccfona} o directiva exterior- Gáfate de anfena con conectores montados (bngitud sobre demanda)-Atenuadores de RF: 1QdBy20dB (para enlaces corto&y test)- C/ntdad repetidora MRT/R .

CIRCUTOR SA Unidad Modem Radío MRT. Manual de Usuario V1.0 8/8

Equipo de medida CVM-144 — — Pag N° 4

Mediante un procesador interno permiten analizar simultáneamente :

ParámetroTensión simpleTensión compuestaCorrientePotencia activaPotencia Reactiva LPotencia Reactiva CTHD de TensiónTHD de CorrienteFactor de potenciaFrecuenciaMáxima demandakW. hkvarh. Lkvarh. C

SímboloVVA

kWkvarL

kvarL /(-C)% THD- V% THD- A

PFHzPd

energyenergyenergy

L1

X

X

X

X

X

X

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X

X

X

L2X

X

X

X

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X

X

X

L3X

X

X

X

X

X

X

X

X

Valor trifásico

X

X

X

X

X

X

X

X

El CVM-144 permite la visualización de los anteriores parámetros eléctricosmediante 3 displays de ieds de cuatro dígitos que permiten visualizar tresparámetros en cada pantalla. Por display se puede visualizar 30 parámetros en 10pantallas

OTRAS CARACTERÍSTICASEs un instrumento de dimensiones reducidas 144 x 144 mm montaje panel.Medición en verdadero valor eficaz.Valores instantáneos, máximos y mínimos de cada parámetroMedición energía incorporada (indicación mediante led luminoso )Comunicación RS-485 o RS-232 para ordenador PC (Opcional)Medida de la máxima demanda.Incorpora el cálculo de la distorsión armónica (THD-V y THD-A).

Equipo de medida CVM-144 — Pag N° 6

4,1.- Instalación del equipo

Antes de la puesta en tensión del equipo, debe comprobarse los siguientes puntos:

a.- Tensión de alimentación: ver etiqueta posterior del propio equipo

- Alimentación standard: Monofásica 230 V - (c.a.)Q Bajo demanda: otras tensiones

- Tolerancia alimentación ~10%/+15- Frecuencia- Regleta conexión- Consumo de/ equipo

50 - 60 HzBornes 1-2 ( Power supply )5 VA

b.- Tensión máxima en el circuito de medida de tensión:Q Standard : 300 V c.a. fase-neutro / 520 V c.a. entre fases

45 a 65 HzQ bajo demanda otros modelos:CVM-144 - medida 500 V: 500 V c.a. fase-neutro / 866 V c.a. entre fases.CVM-144-medida 110 V: 110 V c.a. fase-neutro /190 V c.a. entregases.

c.- Comente máxima admisible: Transformador de l n /5Ac .a .

d.- Condiciones de trabajo:

- Temperatura de trabajo- Humedad relativa- Altitud

-10°Ca +50 °C5 a 95 % HR (sin condensación)hasta 2000 m

e.- Seguridad:

- Diseñado para instalaciones categoría III - 300 Vc.a. (EN 61010).- Protección al choque eléctrico por doble aislamiento clase U.

— Equipo de medida CVM-144 — Pag N°

4.2.- Relación de bornes del CVM-144 (ver etiqueta posterior)

N°123456

230 V— -

Power Su pply

1 2

¡S2 si ;S2 si ¡32 si3 4 5 6 7 8

Descripción BorneAlimentación AL1Alimentación AL2Medida corriente IL1 S2Medida corriente IL1 S1Medida corriente IL2S2Medida corriente 1L2 S1

í Í<1 P-N P-P °

30CV— 520V —

,--N Vil VL2 VL39 10 11 12

N°789101112

Descripción BorneMedida corriente IL3 S2Medida corriente 1L3 S1NeutroMedida VL1Medida VL2Medida VL3

NOTA: Internamente las boranas 3, 5, 7 están unidas con la boma 9 (Neutro)

En el modelo ITF las entradas de corriente están aisladas

— Equipo de medida CVM-144 — —. pag N° 33

7.- CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

Circuito de alimentación: ver características en parte posterior CVM-144-CVM-144.... : Monofásica : 230 V c.a.

Tolerancia tensión: -10 % / +15 %Frecuencia : 50 - 60 Hz

Consumo 5 VATemperatura de trabajo -10° a 65 ° CHumedad 5% a 95% (sin condensación).

Circuito de medición :Tensión nominal 300 V c.a. fase-neutro / 520 V c.a. entre fasesFrecuencia 45 a 65 HzCorriente nominal In / 5 A (entrada aislada tipo CVM-144-ITF...)Sobrecarga permanente 1.2 InConsumo circuito corriente ... 0.75 VA

Clase Precisión:Tensión 0.5 % de la lectura ± 1 dígitosCorriente 0.5 % de la lectura ± 1 dígitosPotencia 1 % de la lectura ± 1 dígitosEnergía 1 % de la lectura ± 1 dígitos

Precisiones en las condiciones de medida :- Transformadores de corriente no incluidos y tensión directa.- Temperatura de + 5 °C a + 45 °C- Factor de potencia de 0.5 a 1-Margen de medida fondo escala 5 ..... 100 %

Características mecánicas :- Conexión Por regleta enchufable- Material caja Plástico VO autoextinguible-Protección Equipo montado (frontal) : IP 55

Equipo sin montar (laterales y tapa posterior) : IP 31- Dimensiones 144 x 144 mm - prof: 84 mm- Peso 0.400 kg

— Equipo de medida CVM-144 - Pag N° 34

Características relés salida : según modelo- Potencia máxima de maniobra : 2500 VA- Tensión máxima de maniobra : 400 Vc.a.- Intensidad máxima de maniobra : 10 A

- Vida mecánica- pulsos energía / alarmas

A plena carga:- Vida eléctrica (250 Vc.a. /10 A )- Frecuencia trabajo a plena carga

3x10 maniobrasmáx. 1 pulso/segundo

1x10 maniobras450 oper. / hora

Características salidas analógicas: según modelo- Tipo salida : 0/4-20 mA- Resolución : 4000 puntos (12 bits)- Impedancia máxima: 500 £tCaracterísticas entradas analógicas; según modeloEntradas 0-20 mA- Resolución : 4000 puntos (12 bits)- Impedancia entrada: 200 Q-Seguridad Categoría ili - 300 V c.a. / 520 c.a., EN-61010

Protección al choque eléctrico por doble aislamiento claseNormas: IEC664, VDE 0110, UL94, IEC801, IEC348, IEC 571-1

EN 50081-1, EN 50082-1, EN-61010-1

Equipo de medida CVM-144

Dimensiones:

144

Pag N° 35

78,5

lililílililí

li

5,3

8.- CONSIGNAS DE SEGURIDAD

Se deben de tener en cuenta las normas de instalación quese describen en los apartados anteriores de INSTALACIÓN YPUESTA EN MARCHA y CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS delequipo.

Con el equipo conectado, los bornes y la apertura de cubiertas óeliminación de elementos puede dar acceso a partes peligrosas al tacto. Este equipose suministra en condiciones de buen funcionamiento.

CIRCUTOR

CONVERSOR RS- 232 /RS- 485 OPTOACOPLADO CON CONTROL RTS (Cód. 7 70 208)

Cable conexión PC/ CONVERSOR (RS-232/RS- 485 )

RS-232

PC CONVERSOR ÍSIDEB& RS-232

RX 2 O O 3TxTx 3 O O 2 RxGND 5 O O 5GND

DB-9 pinsHembra

DB-9 pinsMacho

0 1 2 3 4 5 6

Longitud de datos( seleccionar uno sólo )

1 ON=10bits2ON=l lb i t s

Velocidad en baudíos(Seleccionar uno sólo )

30N= 4.8004ON= 9.60050N= 19.2006ON= 38.400

Alimentación ¿230Va.c. o

1)p

O CDA2 O

éiééss0 OTX FW

\jnnpcuiopA ~v

A1

O QO

o o o o o O

13I/4M OPTOWOÍATED COMVERItR

O

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R8-UÍ

O

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RS-212

R1 R2 GND A B

O O Q Q Q O

RS- 485

CONVERSOR rSIDEA&RS-485')

A 1 O -------------- ( + )B 2 O -------------- ( - )GND 5 O

DB-9 pinsHembra

Características

Alimentación;ConsumoVelocidadEstructuraR l y R 2

230Vc.a. (A1-A2)3 VA4800 a 38.40010-11 bits

puentearpara conectarlaresistencia final de línea

o v •+- RS-485

Cod: M981208-99A-SPGB.doc

CERT1FIEDISO 9OO1

CIRCUTOR

CONVERSOR RS-232 / RS-485 & RS-422 Cód. 770028

Dicho conversor permite pasar de una comunicación RS-232 a una configuración tipoRS-485 & RS-422, o viceversa .

El conversor dispone de los siguientes elementos:

- 2 bomas para alimentar ef equipo (bornes A1 - A2)- Entrada- salida Serie RS-232 (Conector DB-9 Hembra)- Entrada- salida Serie RS-485 & RS-422 (Conector DB-9 Macho)- Led indicación alimentación (POWER)

1.- Regleta de conexiones - Bomas

Númerode borne

© y ®

© - ©

Descripción

A1 y A2 : alimentación de!conversor

230Vc.a.± 15%

señal RTS

sin puente : control RTScon puente : sin controlseñal RTS (sólo masterconexión RS422).

Selección RS485/RS422sin puente : RS-485con puente : RS-422

o oA1 A

O O* * *—*RTS RTS

232

Ig

U

Í4I

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RS

Í5-422 OPTO1SOLATED CONVERTER

4

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O

S5or R

POWER ©

S422

O

° O

° oo

oRS232 A

RS485 RS422

O OA2

O O

2.- COMUNICACIONES: Conectares DB-9.

2.1. -Entrada/ salida SERIE RS-485 & RS-422 ( Conector DB-9 - MACHO )

De acuerdo a la numeración indicada en el conector marcado como RS485 orRS422, la relación de pínesutilizados es la siguiente:

RS-485 : RS-422 :

Número depin

©

©

©

Descripción

T x / R x ( + )

Tx /Rx ( - )

GND

Númerode pin

©©®®®

Descripción

Rx( + )Rx(- )Tx (+)

Tx (-)

GND

2.2.- Entrada/ salida SERIE RS-232( Conector DB-9 - HEMBRA )

Cod: M981108-99A-SP.doc

CERTIF1EDISO SOO1

CfPCUTOP

De acuerdo a la numeración indicada en elconector marcado como RS-232, la relación depines utilizados es la siguiente:

Númerode pin

®

(D©

©

Descripción

Rx Received data

Tx Transmitted data

GND Signa! common

RTS requestto send

- Velocidad máxima : 19.200 baudios- Número equipos a conectar:Máximo 32 equipos - 1200 metros- Alimentación: 230 V c.a ±15%- Consumo : 3 VA- Frecuencia : 50 - 60 Hz

Aislamiento galvánico entre el canalRS-232 y la red RS-485 & RS-422 :

mediante optoacopladores 1000 Vef.Selección del modo transmisión:

mediante puente externo- Selección RS-485 ó RS-422:

mediante puente externo- Equipo compacto acoplable a un perfil simétricoDIN 46277 (EN 50022).- Posibilidad de fijación portorníllos.- Carátula frontal de [exan,- Bornes metálicos con tornillos "posidraft".- Caja modular de material plásticoautoextinguible de color blanco.- Dimensiones: 7 0 x 7 Q x 8 5 m m- Protección :

- Módulo empotrado IP-41- Bornes lP-20

3.- Datos técnicosESQUEMA CONEXIÓN RS-232 & RS-485

RS-232 DB-9

RS-232 /RS-485CONVERTER

RS-485

Nota: Dirección de datos controlada por la señal RTS (pin 7-RS232) .

Cod: M981108-99A-SP.doc

12/03/2004 TESIS 250(-1) MULALO

Path: c:\directsoft4\projects\mulalo.prjSave Date; 03/12/04 06:43:21Creation Date: 02/17/04 20:06:58PLCType:250(-1)Class ID: DirectLogic 205 SeriesDescription: tesis

Page 1

12/03/2004 TESIS 250(-1) MULALOEsta parte del programa verifica, si existe un error de comunicación en la red de CVM's.Contabiliza también el número de errores, que en el puerto de comunicaciones del PLC,se hayan producido. El contador se resetea o inicializa cuando el numero de errores llega9999 o cuando se activa de manera remota el contacto 81400.0

Error_COMSP117

Aux_SPl17CO

-( OUT )

Aux_SP117CO

CTAO K9999

Reset_CTOB1400.0

eroK9999

B14Q1.0-{ SET )

B14001.0—{ RST }

Las siguientes Instrucciones permiten una comunicación con los dispositivos de la red deCVM's.

Lectura de los registras del CVM de la celda de salida 1

Puerto Ocupado Relé Bloqueo 1SP116 C1

LD

KÍ102

LDK128

LDAO2000

RXTAO

1

1

1

1Relé Bloqueo 1

9 ^( SET )

Relé Bloqueo 2

°? N{ SET }

Page2

12/03/2004 TESIS

10

Lectura de los registros de memoria 0-128 del CVM de la celda de salida 5

Puerto_Ocupado Rele_B!oqueo 5SP116 C5

Lectura de los registros de memoria 0-128 del CVM de la celda de entrada

Puerto_QcupadoSP116

Rete_B[oqueo_6C6

Lectura de los registros de memoria del CVM del disyuntor Lasso

PueríqJDcupadoSP116

Rele_B[oqueo 7C7

250(-1) MULALO

LD

Kfioe

K128

LDA

TAO

Rele_BÍoqueo 5C5

—{ RST )

Rele_B1oqueo 6C6

—í SET )

LD

LDK128

LDA

RXTAO

Re!e_Bloqueo 6C6( RST )

Rete_B!oqueo 7C7

—< SET )

LD

LD

Kttoa

K128

LDAO3400

RXTAO

Relé Bloqueo_7C7™

—( RST }

Rele_BloqueO 10C10

—í SET )

Page 4

12/03/2004 TESISLectura de los registros de memoria dal CVM del disyuntor San Rafael.

250(-1) MULALO

12

PuertoJDcupado Re!e_BloqueO 10SP116 C10 LD

Kf109

K128

LDA

RXTAO

Rele_BloqueO_10CIO

—( RST }

Relé B!oqueo_11CU

{ SET )

Lectura de parámetros 129-256 del CVM de la celda de salida 1.

13

Puerto_Ocupado Relé Bloqueo 11SP116 C11

ueo 111iI IKÍ102 |

LD IK.100 |

LDA I02050 )

RX ITASO |

Relé Bloqueo 11C11

{ RST }

Relé Bloqueo 12C12( S'ET )

Lectura de los registros de memoria del 129 hasta el registro 256 del CVM de la salida 2.

14

Puerto_Ocupado Rele_Bloqueo 12SP116 C12

ueo 122i -

LD

KflOS

LDK100

LDAO2250

RXTASO

1

1

1

1Relé Bloqueo 12

C12

Relé Bloqueo 13C13

i ~^- \e 5

12/03/2004 TESISInstrucciones de lectura para los registros de memoria 129-256 de la celda de salida 3.

250(-1) MULALO

15

Puerto_Ocupado Rele_Bloqueq_13SP116 C13

LDA

KÍ104

O2450

TASO

Re!e_Bloqueo 13C13

Rele_Bloqueo 14C14 ~

Lectura de registros de memoria 129 al 256 de la celda de salida 4.

16

PuertoJDcupadoSP116 C14

ueo 144

u,

KtlOS

LDK100

LDAO2650

RXTASO

Re[e_Bloqueo_14

( RST }

Relé Bloqueo 15C15

/ ^r-^ 1

Lectuia de los legistoos de memoria 129-256 de\M de \ ceWa de salida 5.

17

Puerto OcupadoSP116

Rele_Bloqueo_15C15

LD

LD

KÍ106

K100

LDAO3050

RXTASO

Rele_B[oqueQ_15GIS

—( RST )

Re!e_Bloqueo 16C16

Page 6

12/03/2004 TESIS

20

Lectura de [os registras de memoria 129-256 del CVM de la celda de entrada.

PuertojDcupadoSP116

Rele_B[oqueo 16C16

Lectura de los registros de memoria 129-256 del CVM del disyuntor Lasso.

Puerto_OcupadoSP116

Rele_Bloqueo 17C17

Lectura de ios registros de memoria 129-256 del CVM del disyuntor San Rafael.

Puerto OcupadoSP116

Rele_Bloqueo_2QC20

250(-1) MULALO

LD

LO

KÍ107

K100

LOA

RXTASO

Rele_B[oqueo_16C16

Ra!e_Bloqueo_17C17

—i SET )

LD

LD

KfIQS

K100

LOA03450

RXTA50

Rele_Bloqueo_17C17

—{ RST )

Re!e_Bloqueo_20C20

LD

Kf109

K100

LDAO3650

RXTASO

Rele_Bloqueo_20C20

{ RST )

Rele_BIoqueo_1Cl

f RST )

Page 7

12/03/2004 TESISUna vez lecibido los datos provenientes de los CVM's, se ordena los datos y se losguarda en localidades de memoria para su lectura remota. El proceso es repeitivo paratodos los CVM's.

Parámetros eléctricos obtenidos en el CVM de la celda de salida 1

Ordenamiento del parámetro eléctrico: Voltaje en la Fase R

250(-1) MULALO

21

24

SP1I I

Ordena mi

OnSP1

anta del parámetro eléctrico. Corriente de la Fase R

I I

Ordenamiento del paramatro eléctrica Potencia activa en la linea R

OnSP1I I

Ordenamiento del paramatra eléctrico: Potencia reactiva en la Fase R

-OnSP1I I

LDD

jROTR

OUTD

V2000 j

K16 ]

V4000 |

LDD

ROTR

OUTO

V2002

K16 |

V4002 |

LDD

ROTR

OUTD

V2004

K16

V4004

LDD

ROTR

OUTD

V2006

K16

V4006

PageS

3/2004 TESISOtdtnarrierto M pigramatro enético; Factor 0» pcttnda Fas* R

api

Orowumerto del perematra •ttcblcovotw en la Fase 8

SP1

Ordenamrsrto del parámetro etóctrk»: COfflerte «i la Fase S

SPI

1

Onjenarriwrio del paramado «ttctnco: PoMnda activa en la Fas* S

SPt

1 ' 1

Oroenarrterto del paraman) eléctrico; Potártela reactiva en la Fase S

' ' 1

Oroeneiriierto tW peramatro «Wdrico Factor Oa Potencie «n la Fase S

SPt

OrdinarterW drf paraman» efcctrtco: Velaje en tapate T

5P1

OnUnvnwio (M oanimín) alAdrico- Cnni«<ig «n U FHU T

SPI

Ordenarrierto dti paiwairo etWrieo: Potencia «diva «o la Fe» T

-OnEfl

Crdfrunttrto M paramara Mctlea: Potooda reactva en la Fow T

SP1—I I

LOO

Rom| K1B

¡QUIDVJOIO

LDO

,ROIRKia

|OU1DV*012

LOO

IROTRK1S

louroVÍ014

LDO

IROTR| K1B

IOUTDVÍ016

LDO

IRCTTR| K1B

| V4D20

V2022

pomI K1G

icuro] van

\IROTR1 KIB

puro1 V<024

•] V2Q2B

IROTR1 K10

JOUTD•\a

i»r VMM

IBOTR1 Kia

louro^ V4030

[] V203J

[ROIR

1 K'6JOUTD1 V*032

99

250(-1)OnMnvrí*rto MI panmaBrí «McMco. FicUr O* Pottnda MI ta Fas* T

SP1

OnMnarriwio de) pararnsUo dórico: Potencia acovt tníWca

SPI

Ordenamierto do) paramabxj elécttico: Potencia Inductva bllética

SPI

Ordmarrierto iW paramam> «üdrico: Potencia CaDadtva klIHca

SP1

' ' I

Ordenamiento del partmatro *<écOlco cotana Oe( angUo de desfase

1 |

Ordenarriwto del peromalni «Wctnco: Factor Potencia trtfMleo

SP1

Ord«narri«rto <MI PararnMro Marico- Frecuencia

SPI

OrdenamerÉo del Parámetro eléctrico- Votaj* RS

&§P1

"

OnJerwmert» dei Parttnebo «Mdrica. VoU*e ST

SPI

CnMrWTiHto d*< Partmtto «MdrKo: VolafeTR

_onSPI

MULALC

LDO 1

V»»i |

ROIR |1 «1« |

V40W |

LDO I

VMM |

IROTR 1I K« I

IOUTD IV4038 |

LDD

VJOW

IROTR 1I K« I

KUTD I| V1040 |

LDD j

ÍV2042 [

ROTR 1KIB |

QUIDV«U2

J»

vsaw

SOTR 1K1B |

OUTD jV*0>* |

r iIROTR II K]6 I

] VÍ046 I

LDO I

r* m. iJOOTD I1 V405TJ

IROTR I

1 K1° I

JOUTD I1 V4052

UTO

SROTRK16

OUTD

tu»

\B

\ v*D5e

Page 9

12/03/2004 TESIS

Ordenarrierto d*l Parímetn) «Ifctrteo: TK> par» velaje en la latt S

Ordenamiento da) Peremetra »»ctrleo: TM) para vc*ej* en la tese T

Ordenairisnto del Pwtrnetro eléctrico: TVO para eorrtert» en la tase R

Ordenarrterto <M Parámetro etocJrico: 1K) para corriente en b Fas* S

OrdenamJ«nta del Portmetro eléctrico: THD para Córlente en la la$e T

OrdenamwW del Pcrametro attcBtto: Eneróla activa (KnH)

_0nSPt

250(-1) MUIALO

Hf"1" Kt. |

[ Ó Ü T D ¡T_ V41fa

OrMnamiento del PertmMto sSécfflco: Conttrt» Wfasrea

J>nSPl

•3108

DJ Ó U T D IT_ v*ioa

Ordenamíenta <M ParAmeDu eUdrica: CorWwts de (Jaíro

1110 j

Mando tetnoW de "den*- para la Celda di Salda 1 (YO)

Pi*o_0n_si

Manda remato da 'apenua1 para HCsWíO* Salda 1 (V1)

PUso_Of( SI

Manda remoto de -den»- para to CWa de Sóida 2 (Y!)

kMndotwnalnrla-BCMctn' pn te Duo* rl* Sfdda 3IY31

Pl*w_OTLS2

Mondo itmto de •darte' pera la Celda d* Suida 3 (Y¿)

Mando remoto na •apertra- par» to Celda d» SMda 3 (YS)

Pi*w on_S3

-í RST )

Page 10

12/03/2004 TESIS

Mando iwnoto d»'óerr »• peratoC«fc)«<k>Salda4(YU>>

Mando remeta <J* 'aparUs- para la Calda da Seida4 (Ytt)

PuKo_Ofí_S4

Mando rwnwo o» "denv para la Cdda d» Salda 5 (Y12)

PUso_On_S5

Mandorsm*atí»•acwflirt" para

Mando remoto O* "dwif para ia Cstóa d« Enrada (Y14)

Pd»_On_E«rada

Mando rwnoW t» •ap«ra«r para la C«Wa d« Ertrada (VIS)

S* finiÉZB «I proyama con la Inftucdon ENO

250(-1) MULALO

Page 11

Modbus Commands Supportedby SIXNET Página 1 de 1

bts-; <<$carr ?/-

Modbus Commands Supported by SIXNET

SIXNET stations support the following Modbus commands as descnbed in the AEG Modicondocument, Modicon Modbus Protocol Reference Guide PLMBUS-300 Rev. E. RemoteTRAEL andEtherTRAK modules support only the command(s) that apply to their I/O type(s).

01 - Read múltiple discrete outputs02 - Read múltiple discrete inputs03 - Read múltiple analog outputs04 - Read múltiple analog inputs05 - Write a single discrete output06 - Write a single analog output15 -Write múltiple discrete outputs16 - Write múltiple analog outputs.

SeeAlso: Reading and Writing Floating Po'mt and Longer Integer Valúes

http://www.slxnetio.com/htmlhelps/sixnetkb/5a641fe.htm 12/03/2004

LRC/CRC#0.2..6370JU.KDG87D.4#0.2..6370JU.KDG87D.4 Página 1 de 6

001i01 01 010000101111101011010001001 «1001 & 0101001 Oí 001010100101001 Oí 0101000010111 —I I—I |—

Chapter 6LRC / CRC Generation

Generation

Generation

6.1 LRC Generation

The Longitudinal Redundancy Check (LRC) field is one byte, containingthe transmitting device, which appends the LRC to the message. The reímessage, and compares the calculated valué to the actual valué it recen,error resuits.

LRC is calculated by adding together successive eight-bit bytes in ticomplement¡ng the result. The LRC is an eight-bit field, therefore each nhigher than 255 decimal simply rolis over the field's valué through zero. Iautomatically.

iGenerating an LRC

Step 1 Add all bytes in the message, excluding the starting colon and ercarnes will be discarded,

Step 2 Subtract the final field valué from FF hex (all 1's), to produce the

Step 3 Add 1 to produce the two's-complement.

Placing the LRC into the MessageDurante todo el año recibimos *-*

muchos mail, pidiéndonos

Líbr Só^ When the the eight-bit LRC (two ASCII characters) is transmitted in the tei momento paraVecordaros que followed by the low order character-e.g,, if the LRC valué is 61 hex (011-necesitamos de vuestracolaboración enviándonos los queya habéis presentado.

Icofcn ! m*! i

FuñeDatacount

DaQ \a ;í i

Data • Dataí

LRC -Hi Í

LRC!u ] CR j IF

Figure 8 LRC Character Sequence

http://www.automatas.org/modbus/crc7.html 12/03/2004

LRC/CRC#0.2..637OJTJ.KDG87D.4#0.2..637OJU.KDG87D.4 Página 2 de 6

• :-*L Example

An example of a C language function performing LRC generation is sho\d char *auchMsg ;

con-A pointer to the message buffer

unsigned short usDataLen ; The quantity of bytes in the

The function returns the LRC as a type unsigned char.

LRC Generation Function

static unsigned char LRC(auchMsg, usDataLen)

unsigned char *auchMsg ;unsigned short usDataLen ;

/* message to calcúlate/* LRC upon quantity of

unsigned char uchLRC = O ; /* LRC char initialized

while (usDataLen—) /* pass through messageuchLRC +== *auchMsg++ ; /* buffer add buffer byt

return ((unsigned char}(-((char uchLRC))) ;

6.2 CRC Generation

The Cyclical Redundancy Check (CRC) field is two bytes, containing a 1transmitting device, which appends the CRC to the message. The receKmessage, and compares the caiculated valué to the actual valué it recenerror resuits.

The CRC is started byfirst preloading a 16-bit register to all 1's. Then athe message to the current contents of the register. Only the eight bits o*Start and stop bits, and the parity bit, do not appiy to the CRC.

During generation of the CRC, each eight-bit character is exclusive ORedirection of the least significant bit (LSB), with a zero filled into the mostexamined. If the LSB was a 1, the register is then exclusive ORed with £takes place.


LRC/CRC#0.2..637OJU.KDG87D.4#0.2..637OJU.KDG87D.4 Página 3 de 6

This process is repeated until eight shifts have been performed. After thtexclusive ORed with the register's current valué, and the process repeatcontents of the register, after all the characters of the message have bee

Generating a CRC

Step 1 Load a 16-bit register with FFFF hex (all 1's). Cali this the CRC n

Step 2 Exclusive OR the first eight-bit byte of the message with the low <the CRC register.

Step 3 Shift íhe CRC regíster one bit to the right (toward the LSB), zerof

Step 4 If the LSB is O, repeat Step 3 (anothershift). If the LSB is 1, ExchA001 hex (1010 0000 0000 0001).

Step 5 Repeat Steps 3 and 4 until eight shifts have been performed. Wrprocessed.

Step 6 Repeat Steps 2 ... 5 for the next eight-bit byte of the message. C

Result The final contents of the CRC register is the CRC valué.

Step 7 When the CRC is placed into the message, its upper and lower b

Placing the CRC ¡nto the Message

When the 16-bit CRC (two eight-bit bytes) is transmitted in the messagethe highorderbyte-e.g., if the CRC valuéis 1241 hex (0001 001001001

m* FuñeDiD

C-iunt Data Data Data Data CRCU

CRCHi

Figure 9 CRC Byte Sequence

Example

An example of a C language function performing CRC generation is shoare preloaded into two arrays, which are simply indexed as the functioncontains all of the 256 possible CRC valúes for the high byte of the 16-bfor the low byte.

Indexing the CRC in this way provides faster execution than would be accharacter from the message buffer.

Note: This function performs the swapping of the high/low CRC bytes in


LRC/CRC#0.2..6370JU.KDG87D.4#0.2..637OJU.KDG87D.4 Página 4 de 6

that is returned from the function. Therefore the CRC valué returned frortransmission.

The function takes two arguments:

unsigned char *puchMsg ; A pointer to the message buffer

unsigned short usDataLen ; The quantity of bytes in the

The function returns the CRC as a type unsigned short.

CRC Generation Function

unsigned short CRC16(puchMsg, usDataLen)

unsigned char *pucnMsg ; /* message to calcúlateupon */unsigned short usDataLen ; /* quantity of bytes in*/

{unsigned char uchCRCHi = OxFF ; /* high CRC byte

initialized */unsigned char uchCRCLo = OxFF ; /* low CRC byte

initialized */unsigned ulndex ; /* will

lookup*/

*/

while (usDataLen—) /* pass through message*/

íulndex = uchCRCHi ~ *puchMsgg++ ; /* calcu

*/uchCRCHi = uchCRCLo A auchCRCHi[ulndex} ;\ichCRGLo = auchCRCLo [ulndexl ;

return (uchCRCHi « 8 | uchCRCLo) ;1

High Order Byte Table

í /* Table of CRC valúes for high-order byte */

' http ://www. automatas.org/modbus/crc7 .html 12/03 /2004

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