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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA

SEDE GUAYAQUIL

FACULTAD DE INGENIERÍAS

CARRERA: INGENIERÍA ELÉCTRICA

Proyecto final de graduación previa a la obtención del Titulo de Ingeniero

Eléctrico

TEMA:

SIMULACIÓN DE AUTOMATIZACIÓN DE UNA

SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

AUTORES:

CHUCHUCA AGUILAR FIDEL ALFONSO

DESIDERIO DUMES LUIS AUGUSTO

DIRECTOR:

ING. CARLOS CHÁVEZ.

Guayaquil, Marzo 2010

I

Declaratoria de responsabilidad.

Los conceptos desarrollados, análisis realizados y las conclusiones del presente

trabajo, son de exclusiva responsabilidad de los autores.

Guayaquil, Marzo de 2010.

(f)_____________ Fidel Chuchuca

(f)_____________ Luís Desiderio

II

DEDICATÓRIA

Este documento lo dedico a mis Padres que en todo momento confiaron en mi y

realizaron el mayor de los esfuerzos para que yo pueda alcanzar una de mis metas

propuestas en mi vida.


Fidel

El presente documento de tesis va dedicado a mis Padres, Luis y Elena que fueron

los que confiaron en mi en todo momento de mi carrera, a mis hermanos Víctor,

Stalin, Deysi que fueron mi fuente de motivación para no desfallecer y continuar

hasta alcanzar mis metas trazadas.


Luís

III

ÍNDICE GENERAL

INDICE GENERAL……………………………………………………………….III

INDICE DE FIGURAS……………………………………………………………XI

INDICE DE TABLAS……………………………………………………………XII

RESUMEN..............................................................................................................XIII

INTRODUCCIÓN....................................................................................................14

CAPÍTULO I, DISPOSICIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO

1.1. Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad......................15

1.1.1. Calidad del Servicio ……………………………………………...16

1.1.1.1 Nivel de Voltaje………………………….………..……….16

1.1.1.2. Perturbaciones de Voltaje………………….…..…..…….18

1.1.1.3. Factor de Potencia. ..……………………………..…….....21

1.1.2. Calidad del Servicio Técnico. …………………….…….………22

1.1.2.1. Control. ….………..………………………..………..….…22

1.1.2.2. Identificación de las interrupciones. ….……..……….….24

1.1.2.3. Registro y clasificación de las interrupciones. ……….....25

1.1.2.4. Interrupciones a ser consideradas. ………..…..…….…..26

1.1.2.5. Índices. ………………..……………..……………..…..….27

1.1.2.6. Limites. ……….…………..……………………..…..…….30

1.2 Confiabilidad y Continuidad del suministro eléctrico……………..31

1.2.1. Responsabilidad y Alcance. ...……………………………...…….31

1.2.2. Aspectos de calidad. ………………………………..........……….32

CAPÍTULO II, CARACTERÍSTICAS GENERALES DE UNA

SUBESTACIÓN........................................................................................................34

IV

2.1 Equipos que conforman una subestación de 69/13.8 KV..................34

2.1.1 Transformadores de Potencia……………………………….……...35

2.1.1.1. Especificaciones generales….…………………….…….35

2.1.1.2. Pararrayos sobre el Transformador del lado de alta

y baja tensión....................................................................36

2.1.2 Equipos y accesorios para 69KV…………………………….…36

2.1.2.1 Seccionador de aire operado en grupo con cuchillas

de Puesta a tierra. .....…………………..…..…….……37

2.1.2.1.1 Especificaciones Generales….………….….37

2.1.2.1.2 Datos Técnicos. ……………………………..37

2.1.2.2 Interruptor en gas (GCB) SF6…....…….……………38

2.1.2.2.1 Especificaciones Generales…………...….…38

2.1.2.2.2. Datos Técnicos. …...………………………...38

2.1.2.3. Pararrayos en estructura….………………….……39

2.1.2.4 Porta fusibles – fusibles…………………………....39

2.1.2.5. Aisladores y herrajes…….……….……………….…….39

2.1.2.6. Conductores….……………….………………………….40

2.1.3 Equipos y Accesorios para 13.8 KV…………………….……...40

2.1.3.1. Seccionador de aire principal….…………………………41

2.1.3.2. Pararrayos…….…………………………………………...41

2.1.3.3. Reconectadores de las alimentadoras………..…………..41

2.1.3.3.1. Especificaciones generales….…………………42

2.1.3.3.2. Datos Técnicos….……………………………...42

2.1.3.4. Cuchillas seccionadoras de las alimentadoras….………..43

2.1.3.5. Seccionadores de interconexión entre alimentadoras…...43

V

2.1.3.6. Seccionador de interconexión entre barras principales...43

2.1.3.7. Conductores……...………………………………………...44

2.1.3.8. Estructuras, aisladores y herrajes….………………….…44

2.1.3.9. Transformadores de Potencial….………………………...45

2.1.3.10. Banco de Capacitores Desconectable……..……...……..45

2.1.4 Equipos de Medición….………………………………………46

2.1.5 Dispositivos de Protección y Control.......................................47

2.1.5.1. Conductores de Control….………………………...……..48

2.1.6 Malla de tierra……………………………………………………….48

2.2 Operación y control por parte del personal de la subestación……………...49

2.2.1 Actividades que realizan los operadores en la subestación…….…49

2.3 Sistema de Protecciones en la Subestación. …………………………..……...50

2.3.1 Introducción. ………………………………………………………....50

2.3.2 Protección del transformador de potencia. …………...…....……....51

2.3.2.1 Protección del transformador de potencia. ……………...51

2.3.2.2 Criterios generales de equipamiento. ………..…………...51

2.3.2.3 Protección diferencial. ………...…………………………..51

2.3.2.3.1 Tipos de Relés Diferenciales para Protección…..52

2.3.2.3.1.1 Protección diferencial usando relés

de sobrecorriente temporizados.......52

2.3.2.3.1.2. Protección diferencial usando relés

diferenciales porcentuales….……...52

2.3.2.3.1.3. Protección diferencial usando relés

diferenciales porcentuales con

restricción de armónicos…………...52

2.3.2.4 Protección de sobrecorriente. ………………………...…..53

2.3.2.4.1. Sobrecorriente de Fase Instantánea. …………..53

VI

2.3.2.4.2. Protección de Falla a Tierra. ………….………..53

2.3.2.5. Protecciones mecánicas…………………………………...54

2.3.2.5.1. Relé de Presión Súbita o Válvula de Sobre

presión (SPR)………………..……………………………...54

2.3.2.5.2. Relé Buchholz. ………………….……….……….54

2.3.2.5.3. Detectores de Nivel de Aceite. ………….……….54

2.3.2.5.4. Detectores de Temperatura. …………….…..….55

2.3.2.5.5. Relé de Imagen Térmica. …………………….…55

2.3.3. Protección de barras.…………………………..…………………....57

2.3.3.1. Generalidades. ………………………………….………....57

2.3.3.2. Definición de una protección de barras. …………..….....57

2.3.3.2.1. Protección Diferencial de Barras……………….57

2.3.3.2.1.1. Protección diferencial de alta

impedancia. ……………………...….57

2.3.3.2.1.2. Protección diferencial porcentual......58

2.3.3.2.1.3. Protección diferencial porcentual

con alta impedancia moderada….....58

2.3.3.2.2. Protección Diferencial Parcial. ………...….…...58

2.3.3.2.3. Protección de Barras con Comparación

Direccional.………………………..……...….....58

2.3.3.3. Protección diferencial según la configuración de la Subestación. …………………………..….………………...59

2.3.3.3.1. Barra Principal y Barra de Transferencia...…...59

2.3.4. Protección de líneas. …………………………..…………………….59

2.3.4.1. Características básicas. ……………..………………….....60

2.3.4.1.1. Confiabilidad. …………………………………....60

2.3.4.1.1.1. La fiabilidad. …………………………..60

2.3.4.1.1.2. La seguridad. …………………………..60

2.3.4.1.2. Selectividad y Coordinación. …………………...60

2.3.4.1.3. Velocidad o Tiempo de Despeje de Fallas..…….61

2.3.4.1.4. Sensibilidad de la Protección. …………………..61

2.3.4.1.5. Simplicidad. …………………………..…………61

2.3.4.2. Protecciones principales de línea. …………………..……61

VII

2.3.4.2.1. Protección de Distancia. ………..……………….61

2.3.4.2.2. Protecciones de Sobre y Bajo Voltaje.…..……...62

2.3.4.2.3. Relé de Recierre y Verificación de Sincronismo.63

CAPÍTULO III, AUTOMATIZACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN

...…………..................................................................................................................64

3.1 Análisis del Proyecto...........................................................................................65

3.1.1 Definición….……………………………………………………….....66

3.1.2 Requerimientos….…………………………………………………...66

3.2 Propuesta de Automatización ………………………………………………...68

3.2.1 Arquitectura del Sistema….…………………………………………68

3.3 Elementos que conforman el sistema automatización ……………………...71

3.3.1. Protección y control….……………………………………………...71

3.3.2 Operación y mando …………………………………………….........74

3.4 Recolección y manejo de información ………………………………….........76

3.5 Integración de las subestaciones….…………………………………………..77

3.5.1 Medios de comunicación….…………………………………………78

3.6 Confiabilidad del sistema….………………….……………………………….79

CAPITULO IV, SIMULACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN DE

DISTRIBUCIÓN.………..........................................................................................80

4.1 Arquitectura del sistema a simular…………………………………………..80

4.2 Parámetros de la Subestación …………………………………………..81

4.2.1 Parámetros ingresados vía campo de entrada …………………..82

4.2.2 Calculo de parámetros de la subestación. ………………………..82

4.3 Visualización y control y funcionamiento del sistema SCADA…...….83

4.3.1 Pantalla principal…………………………………………………..84

VIII

4.3.1.1 Elementos para control de subestación. …………….........84

4.3.1.2 Elementos para visualización. ……………………….........86

4.3.1.3 Funcionamiento de botones. ………..……………………..87

4.3.1.4 Funcionamiento de la animación. ………………………...87

4.3.2 Pantalla de estado de transformador. ……………………………90

4.3.2.1 Estado del transformador (energizado o desenergizado) 90

4.3.2.2 Potencia de trabajo del transformador. ………………….91

4.3.2.3 Temperatura del transformador. ………………………...91

4.3.2.4 Nivel de aceite del transformador. ……………………….91

4.3.2.5 Voltaje del primario del transformador. ………………...91

4.3.2.6 Voltaje del secundario del transformador. ………………91

4.3.2.7 Corriente del primario del transformador. ……………...92

4.3.2.8 Corriente del secundario del transformador. ……………92

4.3.3 Pantalla de estado de disyuntor principal y reconectadores. ……92

4.3.3.1 Visualización de estado de disyuntor principal. …………93

4.3.3.1.1 Potencia medida en el disyuntor principal. ……93

4.3.3.1.2 Voltaje medido en el disyuntor principal. ……..93

4.3.3.1.3 Corriente medido en el disyuntor principal……93

4.3.3.1.4. Temperatura medida en el disyuntor principal 93

4.3.3.1.5 Presión de gas del disyuntor principal. ………...93

4.3.3.2 Visualización de estado de reconectador 1. …………...…94

4.3.3.2.1 Potencia medida en el reconectador 1. …………94

4.3.3.2.2 Voltaje medido en el reconectador 1. ……..94

4.3.3.2.3 Corriente medido en el reconectador 1. …..94

4.3.3.2.4 Temperatura medida en el reconectador 1. 94

4.3.3.2.5 Presión de gas del reconectador 1. ………...94

4.3.3.3 Visualización de estado de reconectador 2. ……………....95

4.3.3.3.1 Potencia medida en el reconectador 2. ……95



IX



4.3.3.4 Visualización de estado de reconectador 3. ……………...96

4.3.3.4.1 Potencia medida en el reconectador 3. ……96





4.3.3.5 Alarmas……………………………………………………..96

4.3.4 Pantalla de parámetros de la subestación. ……………………….97

4.3.4.1 Voltaje de barra de 69 KV. ………………………………..97

4.3.4.2 Frecuencia del sistema. …………………………………....97

4.3.4.3 Nivel de aceite del transformador principal. …………….98

4.3.4.4 Temperatura del transformador principal. ……………...98

4.3.4.5 Relación de transformación del transformador. ………...98

4.3.4.6 Potencia de alimentador 1. …………………………….…..98



4.3.4.9 Presión de gas en disyuntor principal. ………………….99

4.3.4.10 Presión de gas en reconectador 1………………………...99

4.3.4.11 Presión de gas en reconectador 2. ……………..…….…..99

4.3.4.12 Presión de gas en reconectador 3. ……………..……..….99

4.3.4.13 Temperatura del disyuntor principal. …………………100

4.3.4.14 Temperatura del reconectador 1. …………..…..……...100

4.3.4.15 Temperatura del reconectador 2. …………..…..……...100

4.3.4.16 Temperatura del reconectador 3. …………..…..………100

4.3.5 Pantalla de Simulación de fallas………………………………….101

4.3.5.1 Falla de sobre corriente en el transformador….………101

4.3.5.2 Falla de sobre corriente en el alimentador 1………...…102

4.3.5.3 Falla de sobre corriente en el alimentador 2………...…102

X

4.3.5.4 Falla de sobre corriente en el alimentador 3……….......102

4.3.6 Pantalla de Alarmas……………………………………………….103

4.3.6.1 Alarma de protección diferencial del transformador. ...103

4.3.6.2 Alarma de nivel de aceite del transformador. ………….103

4.3.6.3 Alarma de temperatura del transformador. ………...…104

4.3.6.4 Alarma de sobrecarga del transformador..………...…...104

4.3.6.5 Protección de sobre corriente alimentador 1. ……….…105

4.3.6.6 Protección de sobrecarga en alimentador 1. ………...…105

4.3.6.7 Alarma de temperatura del reconectador 1. …………..105

4.3.6.8 Alarma de presión del reconectador 1. ………….…...…106

4.3.6.9 Protección de sobre corriente alimentador 2. ……….....106

4.3.6.10 Protección de sobrecarga en alimentador 2. ………..…106

4.3.6.11 Alarma de temperatura del reconectador 2. ………......107

4.3.6.12 Alarma de presión del reconectador 2. ………...………107

4.3.6.13 Protección de sobre corriente alimentador 3. ………....107

4.3.6.14 Protección de sobrecarga en alimentador 3..…..……....108

4.3.6.15 Alarma de temperatura del reconectador 3. ………......108

4.3.6.16 Alarma de presión del reconectador 3. ……………...…108

4.3.6.17 Alarma de temperatura del disyuntor 52.0. ………...…109

4.3.6.18 Alarma de presión del disyuntor 52.0. ………...……….109

4.3.6.19 Alarma de bajo voltaje. ………...……………………….109

4.3.6.20 Alarma de alto voltaje. ………...………………………..110

4.3.6.21 Alarma de baja frecuencia. ………..……………………110

4.3.6.22 Alarma de alta frecuencia. ……...…………………...….111

4.3.7 Pantalla de reset de alertas y alarmas. ………...………………..111

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………………………113

BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………………115

ANEXOS………………………………..…………………………………………116

XI

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Interruptor en gas SF6 (GCB)………………………...………...……38

Figura 2.2 Reconectador para alimentadora……………………………………..42

Figura 2.3 Esquema unifilar de protecciones de un transformador de potencia56

Figura 2.4 Barra principal y barra de transferencia…………………………….59

Figura 3.1 Reconectador automático de una alimentadora……………………..73

Figura 4.1. Arquitectura del sistema utilizado para la simulación………...…...80

Figura 4.2 Pantalla principal……………………………………………………...84

Figura 4.3 Pantalla de estado del transformador………………………………..90

Figura 4.4 Pantalla de disyuntor principal y reconectadores…………………...92

Figura 4.5 Pantalla de parámetros de la subestación……………………………97

Figura 4.6 Pantalla de simulación de fallas……………………………………..101

Figura 4.7 Pantalla de alarmas…………………………………………………..103

Figura 4.8 Pantalla de reset de alertas y alarmas………………………………111

XII

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1 Límites admisibles de FMIK y TTIK para subetapa 1………..…….30

Tabla 1.2 Límites admisibles para los consumidores subetapa 1…...……….....30

Tabla 1.3 Límites admisibles para los consumidores subetapa 2……......……..31

Tabla 2.1 Características de un transformador de potencia…...……………….35

Tabla 2.2 Características de pararrayos para alta y para baja tensión………36

Tabla 2.3 Seccionador de aire con cuchilla de tierra…………………......……..37

Tabla 2.4 Datos técnicos de un interruptor en gas SF6……..……....…………..39

Tabla 2.5 Aisladores y herrajes para patio de 69 KV……………………...……40

Tabla 2.6 Conductor utilizado en patio de 69 KV…………………….………...40

Tabla 2.7 Características técnicas de un reconectador…...………………...…..43

Tabla 2.8 Conductores usados en patio de 13,8 KV…………………..………...44

Tabla 2.9 Aisladores y herrajes utilizados en patio de 13.8 KV…………...…...45

Tabla 2.10 Características transformadores de potenc. utilizados en el medio..45

Tabla 2.11 Características de un banco de Capacitores…………………………46

Tabla 2.12. Características banco de baterías utilizado en nuestro medio…….47

Tabla 2.13 Elementos de protección y control……………………………………48

Tabla 2.14 Tipos de conductores para las instalaciones de control……………..48

Tabla 3.1 Protección y Control del Transformador de Potencia………...……..75

XIII

RESUMEN

La finalidad de este proyecto es presentar una propuesta de cómo se debería de

realizar una automatización de una subestación de distribución.

En este proyecto en el primer capitulo se presentan los reglamentos y normas de los

entes reguladores ecuatorianos para las empresas distribuidoras de energía que son

las dueñas a su vez de las subestaciones de distribución.

En el segundo capitulo se presenta como esta conformada una subestación de nuestro

medio actualmente para luego realizar los cambios respectivos y lograr así dicha

automatización.

En el tercer capito se presenta la propuesta de automatización, es decir como realizar

el cambio de una subestación controlado por personal en el patio mismo de

maniobras a una subestación automatizada controlada en su gran parte por un

operador en un cuarto de control

En el cuarto capitulo presentamos ya en si la configuración de las pantallas, así como

su descripción y funcionamiento del los mismos, en estos se incluyen los parámetros

de entrada salida así como también las fallas, alertas y alarmas.

- 14 -

INTRODUCCIÓN

El trabajo que se presenta es una propuesta de “Simulación de Automatización de

una Subestación de Distribución de 69/13.8KV”, para lo cual hemos tomado como

ejemplo una de las subestaciones de la ciudad de Guayaquil.

En la presente propuesta se explican los objetivos, normas y reglamentos con la

finalidad de mejorar la calidad del servicio que prestan las empresas distribuidoras a

sus clientes.

Con la automatización de una subestación se busca la modernización y optimización

de recursos.

Basados en un modelo de integración de subestaciones a un solo sistema de control

se realiza un análisis de las ventajas tanto técnicas como operativas del sistema que

se desea implementar.

- 15 -

CAPITULO 1

1. DISPOSICIONES DEL SECTOR ELECTRICO

El actual escenario regulador impone la necesidad de una rápida mejora de la calidad

de servicio de todas las Empresas Distribuidoras de nuestro país ya que el

CONELEC así lo determina.

1.1. Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad.

Art. 9.- Evaluación del servicio.- Los Distribuidores deberán proporcionar el

servicio con los niveles de calidad acordes con lo exigido en la Ley, su Reglamento

General, este Reglamento y las Regulaciones pertinentes, para lo cual adecuarán

progresivamente sus instalaciones, organización, estructura y procedimientos

técnicos y comerciales.

La evaluación de la prestación del servicio se efectuará considerando los siguientes aspectos: a) Calidad del producto:

� Nivel de Voltaje.

� Perturbaciones.

� Factor de Potencia.

b) Calidad del Servicio Técnico:

� Frecuencia de Interrupciones.

� Duración de Interrupciones.

- 16 -

c) Calidad del Servicio Comercial:

� Atención de Solicitudes de Servicio.

� Atención y Solución de Reclamos.

� Errores en Medición y Facturación.

El CONELEC emitirá las Regulaciones que incluyan la modalidad, procedimientos

de evaluación e índices de calidad sobre los aspectos mencionados.

1.1.1. Calidad del Servicio.

Los aspectos de calidad del producto técnico que se controlaran son el nivel de

voltaje, las perturbaciones y el factor de potencia, siendo el Distribuidor el

responsable de efectuar las mediciones correspondientes, el procesamiento de los

datos levantados, la determinación de las compensaciones que pudieran corresponder

a los consumidores afectados y su pago a los mismos. Toda esta información deberá

estar a disposición del CONELEC cuando este lo requiera.

1.1.1.1. Nivel de voltaje.

Índice de calidad

100*

n

nk

k

V

VVV

−=∆

Fuente: CONELEC

Donde:

∆Vk= Variación del voltaje en el punto de medición, en el intervalo k de 10 minutos.

Vk= Voltaje eficaz (rms) medido en cada intervalo de medición k de 10 minutos.

Vn= Voltaje nominal en el punto de medición.

Mediciones:

La calidad del voltaje se determina como las variaciones de los valores eficaces (rms)

medidos cada 10 minutos, con relación al voltaje nominal en los diferentes niveles.

- 17 -

El Distribuidor deberá realizar mensualmente lo siguiente: 1. Un registro de voltaje en cada uno de los siguientes puntos de medición.

a) 20% de las barras de salida de subestaciones de distribución AV/MV, no

menos de tres.

b) 0,15% de los transformadores de distribución, no menos de cinco.

c) 0,01% de los consumidores de bajo voltaje del área de concesión, no menos

de diez.

2. Para la selección de los puntos se considera los niveles de voltaje, el tipo de

zona (urbana o rural) y la topología de la red, a fin de que las mediciones sean

representativas de todo el sistema. Una vez realizada la selección de los

puntos, la Empresa Distribuidora debe notificar al CONELEC al menos dos

meses antes de realizar las mediciones.

3. Simultáneamente con el registro de voltaje se deberá medir la energía

entregada a efectos de conocer la que resulta suministrada en malas

condiciones de calidad.

4. Para cada mes, el registro en cada punto de medición se efectuara durante un

periodo no inferior a siete días continuos, en intervalos de medición de diez

minutos.

Límites:

El Distribuidor no cumple con el nivel del voltaje en el punto de medición

respectivo, cuando durante un 5% o más del periodo de medición de 7 días

continuos, en cada mes, el servicio lo suministra incumpliendo los límites de voltaje.

Las variaciones de voltaje admitidas con respecto al valor del voltaje nominal se

señalan a continuación:

- 18 -

1.1.1.2. Perturbaciones de Voltaje.

Parpadeo (Flicker)

Índice de calidad.

Para efectos de la evaluación de la calidad, en cuanto al Flicker, se considera el

Índice de Severidad por Flicker de Corta Duración (Pst), en intervalos de medición de

diez minutos, definido de acuerdo a las normas IEC; mismo que es determinado

mediante la siguiente expresión:

5010311.008.028.00657.00525.00314.0 PPPPPP

st++++=

Fuente: CONELEC

Donde:

Pst= Índice de severidad de Flicker de corta duración.

P0.1, P1, P3, P10, P50= Niveles de efecto Fliker que sobrepasan durante el 0,1%, 1%,

3%, 10% 50% del tiempo total del periodo de observación.

Mediciones:

El Distribuidor deberá realizar mensualmente lo siguiente:

i. Un registro de cada uno de los puntos de medición, en un número

equivalente al 0,15% de los transformadores de distribución, en los

bornes de bajo voltaje, no menos de cinco.

ii. Para la selección de los puntos se considera los niveles de voltaje, el

tipo de zona (urbana o rural) y la topología de la red, a fin de que las

mediciones sean representativas de todo el sistema. Una vez realizada

- 19 -

la selección de los puntos, la Empresa Distribuidora debe notificar al

CONELEC al menos dos meses antes de realizar las mediciones.

iii. Simultáneamente con el registro de voltaje se deberá medir la energía



iv. Para cada mes, el registro en cada punto de medición se efectuará

durante un periodo no inferior a siete días continuos, en intervalos de

medición de diez minutos.

Las mediciones se deben de realizar con un medidor de efecto Flicker para intervalos

de diez minutos y de acuerdo a los procedimientos especificados en la norma IEC

60868.

Con la finalidad de ubicar de una manera mas eficiente los medidores de flicker; se

efectuaran mediciones de monitoreo de flicker, de manera simultanea con las

mediciones de voltaje indicadas anteriormente; por lo que los medidores de voltaje

deberán estar equipados para realizar mediciones de monitoreo.

Límites:

El índice de severidad del Flicker Pst en el punto de medición respectivo, no debe

superar la unidad. Se considera el limite Pst= 1 como el tope de irritabilidad asociado

a la fluctuación máxima de luminancia que puede soportar sin molestia el ojo

humano en una muestra especifica de población.

Se considera que el suministro de electricidad no cumple con el límite admisible

arriba señalado, de cada punto de medición, si las perturbaciones se encuentran fuera

del rango de tolerancia establecido en este numeral por un tiempo superior al 5% del

periodo de medición de siete días continuos.

- 20 -

Armónicos. Índices de calidad.

100*1´

=Vn

ViV

Fuente: CONELEC

( )100*

40

2

2

=∑

=

Vn

Vi

THDi

Fuente: CONELEC

Donde:

Vi´= Factor de distorsión armónica individual de voltaje.

PHD= Factor de distorsión total por armónicos, expresado en porcentaje.

Vi= Valor eficaz rms del voltaje armónico “i” (para i 2….40) expresado en voltios.

Vn= Voltaje nominal del punto de medición expresado en voltios.

Mediciones:

1. Un registro de cada uno de los puntos de medición, en un número

equivalente al 0,15% de los transformadores de distribución, en los bornes de

bajo voltaje, no menos de cinco.

2. Para la selección de los puntos se considera los niveles de voltaje, el tipo de

zona (urbana o rural) y la topología de la red, a fin de que las mediciones

sean representativas de todo el sistema. Una vez realizada la selección de los

puntos, la Empresa Distribuidora debe notificar al CONELEC al menos dos

meses antes de realizar las mediciones.

- 21 -

3. Simultáneamente con el registro de voltaje se deberá medir la energía



4. Para cada mes, el registro en cada punto de medición se efectuará durante un

periodo no inferior a siete días continuos, en intervalos de medición de diez

minutos.

Las mediciones se deberán realizar con un medidor de distorsión de armónicos de

voltaje de acuerdo con los procedimientos especificados en la norma IEC 61000-4-7.

Con la finalidad de ubicar de manera más eficiente los medidores de distorsiones

armónicas, se efectuaran mediciones de monitoreo de armónicas, de manera

simultanea con las mediciones de voltaje indicadas anteriormente; por lo que los

medidores de voltaje deberán estar equipados para realizar tales mediciones de

monitoreo.

Límites:

Los valores eficaces rms de los voltajes armónicos individuales (Vi) y los THD,

expresados como porcentaje del voltaje nominal del punto de medición respectivo,

no deben superar los valores limites (Vi y THD) señalados en los anexos en la tabla

N.1. Para efectos de esta regulación se consideran los armónicos comprendidos entre

la segunda y la cuadragésima, ambas inclusive.

1.1.1.3. Factor de Potencia. Índice de Calidad.

Para efectos de la evaluación de la calidad, en cuanto al factor de potencia, si en el

5% o más del periodo evaluado el valor del factor de potencia es inferior a los

límites, el Consumidor esta incumpliendo con el índice de calidad.

- 22 -

Medición.

Adicionalmente a las dispocisiones que constan en el artículo 12 del Reglamento de

Suministro del Servicio de Electricidad, el Distribuidor efectuara registros del factor

de potencia en cada mes, en el 2% del número de Consumidores servidos en AV y

MV. Las mediciones se harán mediante registros en periodos de 10 minutos, con

régimen de funcionamiento y cargas normales, por un tiempo no menor a siete días

continuos.

Límite:

El valor mínimo es de 0.92.

1.1.2. Calidad del Servicio Técnico.

La calidad del servicio técnico se evaluará en base ha:

a) La frecuencia de las interrupciones (cantidad de veces que se interrumpe el

suministro en un periodo determinado).

b) La duración total de la interrupción (tiempo total sin suministro en un periodo

determinado).

Si los valores de los indicadores excedieran los limites prefijados, se aplicaran

sanciones a la Distribuidora.

A fin de calcular dichos indicadores se computaran solamente las interrupciones de

servicio cuya duración supere los tres minutos.

1.1.2.1. Control.

La calidad del servicio técnico prestado se evaluara sobre la base de la frecuencia y

la duración de la interrupción.

- 23 -

Durante la subetapa 1 se efectuaran controles en función a índices globales para el

Distribuidor discriminado por empresa y alimentador de MV. El levantamiento de

información y cálculo se efectuara de forma tal que los indicadores determinados

representen en la mejor forma posible la cantidad y el tiempo total de las

interrupciones que afecten a los consumidores. Para los consumidores con suministro

en MV o en AV, se determinan índices individuales.

En la subetapa 2 los indicadores se calcularan a nivel de consumidor, de forma tal de

determinar la cantidad de interrupciones y la duración total de cada una de ellas que

afecten al consumidor.

El periodo de control será anual, por tanto, los Distribuidores presentaran informes

anuales al CONELEC, especificando las interrupciones y los índices de control

resultantes.

Sin embargo de lo anterior, los cálculos de los índices de calidad se efectuaran para

cada mes del año considerado y para el año completo.

Control de Servicio Técnico en la Subetapa 1.

Durante la subetapa 1, y para los consumidores cuyo suministro sea en bajo Voltaje,

se controlará la calidad del servicio técnico sobre la base de índices que reflejen la

frecuencia y el tiempo total que queda si servicio la red de distribución.

Durante la subetapa 1 no se computaran las interrupciones originadas en la red de

bajo Voltaje que queden circunscritas en la misma, es decir aquellas que produzcan

la salida del servicio del Centro de Transformación MV/BV al que pertenezcan.

Los límites de la red sobre la cual se calcularan los índices son, por un lado el

terminal del alimentador MV en la subestación AV/MV, y por el otro, los bornes BV

del transformador MV/BV.

- 24 -

Control del Servicio Técnico en la Subetapa 2.

Durante la subetapa 2, la calidad del servicio tecnicote controlara al nivel del

suministro a cada consumidor, debiendo disponer el Distribuidor de los sistemas que

posibiliten la gestión de la totalidad de la red, y la adquisición y procesamiento de

información de forma tal de asegurar los niveles de calidad y la realización de

controles previstos para la presente etapa.

1.1.2.2. Identificación de las interrupciones.

La información relacionada con cada una de las interrupciones que ocurran en la red

eléctrica se identificará de la siguiente manera:

• Fecha y hora de inicio de cada interrupción.

• Identificación del origen de las interrupciones: internas o externas

• Ubicación e identificación de la parte del sistema eléctrico afectado por cada

interrupción: circuito de bajo voltaje (BV), centro de transformación de

medio voltaje a bajo voltaje (MV/BV), circuito de medio voltaje (MV),

subestación de distribución (AV/MV), red de alto voltaje (AV).

• Identificación de la causa de cada interrupción.

• Relación de equipos que han quedado fuera de servicio por cada interrupción

señalando su respectiva potencia nominal.

• Número de Consumidores afectados por cada interrupción.

• Número total de Consumidores de la parte del sistema en análisis.

• Energía no suministrada.

• Fecha y hora de finalización de cada interrupción.

Esta información debe tener interrelación con las bases de datos, de tal manera que se

permitirá identificar claramente a todos los Consumidores afectados por cada

interrupción que ocurra en el sistema eléctrico.

- 25 -

1.1.2.3. Registro y clasificación de las interrupciones. El Distribuidor debe llevar, mediante un sistema informático, el registro histórico de

las interrupciones correspondientes, por lo menos de los tres últimos años.

El registro de las interrupciones se deberá efectuar mediante un sistema informático,

el cual deberá ser desarrollado previamente a fin de asegurar su utilización durante la

Subetapa 1.

En el registro, las interrupciones se pueden clasificar de acuerdo a los parámetros que

se indican a continuación, los que deberán tener un código para efectos de

agrupamiento y de cálculos:

a) Por su duración

- Breves, las de duración igual o menor a tres minutos.

- Largas, las de duración mayor a tres minutos.

b) Por su origen

- Externas al sistema de distribución.

Otro Distribuidor

Transmisor

Generador

Restricción de carga

Baja frecuencia

Otras

- Internas al sistema de distribución.

Programadas

No Programadas

- 26 -

c) Por su causa.

Programadas.

Mantenimiento

Ampliaciones

Maniobras

Otras

- No programadas (intempestivas, aleatorias o forzadas).

Ambientales

Terceros

Red de alto voltaje (AV)

Red de medio voltaje (MV)

Red de bajo voltaje (BV)

Otras

d) Por el voltaje nominal.

- Bajo voltaje

- Medio voltaje

- Alto voltaje

1.1.2.4. Interrupciones a ser consideradas.

Para el cálculo de los índices de calidad que se indican en detalle más adelante, se

consideran todas las interrupciones del sistema con duración mayor a tres (3)

minutos, incluyendo las de origen externo, debidas a fallas en transmisión. No serán

consideradas las interrupciones con duración igual o menor a tres (3) minutos,

No se consideraran las interrupciones de un Consumidor en particular, causadas por

falla de sus instalaciones, siempre que ellas no afecten a otros Consumidores.

Tampoco se consideraran para el caculo de los índices, pero si se registraran, las

interrupciones debidas a suspensiones generales del servicio, racionamientos,

- 27 -

desconexiones de carga por baja frecuencia establecidas por el CENACE; y, otras

causadas por eventos de fuerza mayor o caso fortuito, que deberán ser notificadas al

CONELEC, conforme lo establecido en el Art. 36 del Reglamento de Suministro del

Servicio de Electricidad

En el caso en que las suspensiones generales del servicio sean producidas por la

Empresa Distribuidora, estos si serán registrados.

1.1.2.5. Índices.

Los índices de calidad se calcularan para toda la red de distribución (Rd) y para cada

alimentador primario de medio voltaje (Aj), de acuerdo a las siguientes expresiones:

a) Frecuencia Media de Interrupción por KVA nominal Instalado (FMIK)

En un periodo determinado, representa la cantidad de veces que el KVA promedio

sufrió una interrupción de servicio.

.inst

i

i

Rd

KVA

KVAfs

FMIK

∑=

instAj

i

Aj

AjKVA

KVAfs

FMIK

∑=

Fuente: CONELEC

b) Tiempo Total de interrupción por KVA nominal instalado (TTIK)

En un periodo determinado, representa el tiempo medio en que el KVA promedio no

tuvo servicio.

inst

i

ii

Rd

KVA

TfsKVAfs

TTIK

∑=

*

Fuente: CONELEC

- 28 -

Ajinst

Aj

i

AjiAji

AjKVA

TfsKVAfs

TTIK

∑=

*

Fuente: CONELEC Donde: FMIK: Frecuencia Media de Interrupción por KVA nominal instalado, expresada en fallas por KVA. TTIK: Tiempo Total de Interrupción por KVA nominal instalado, expresado en horas por KVA.

∑i

: Sumatoria de todas las interrupciones del servicio "i" con duración mayor a

tres minutos, para el tipo de causa considerada en el periodo en análisis.

∑Aj

i

: Sumatoria de todas las interrupciones de servicio en el alimentador "Aj" en el

periodo en análisis. KVAfsi: Cantidad de KVA nominales fuera de servicio en cada una de las interrupciones "i". KVAinst: Cantidad de KVA nominales instalados. Tfsi : Tiempo de fuera de servicio, para la interrupción "i". Rd : Red de distribución global. Aj : Alimentador primario de medio voltaje. c) Índices para consumidores en AV y MV

Para el caso de consumidores en áreas urbanas cuyo suministro sea realizado en el

nivel de Alto y Medio Voltaje no se aplicaran los índices descritos anteriormente,

sino que se controlará la calidad de servicio en función de índices individuales de

acuerdo a lo establecido para la Subetapa 2.

Los índices de calidad antes indicados, serán calculados mediante las siguientes

formulas:

- 29 -

a) Frecuencia de Interrupciones por número de Consumidores (FAIc).

Representa el número de interrupciones, con duración mayor a tres (3)

minutos, que han afectado al Consumidor "c", durante el periodo de análisis.

NcFAIc =

Fuente: CONELEC

Donde:

FAIc: Frecuencia de las interrupciones que afectaron a cada Consumidor “c”

durante el perdió considerado.

Nc: Numero de interrupciones, que afectaron el Consumidor “c” durante el

perdió de análisis.

b) Duración de las Interrupciones por Consumidor (DAIc)

Es la sumatoria de las duraciones individuales ponderadas de todas las

interrupciones en el suministro de electricidad al Consumidor "c", durante el

periodo de control.

∑=i

dicKiDAIc )*(

Fuente: CONELEC

Donde:

dic: Duración individual de la interrupción "i" al Consumidor "c" en horas

Ki: Factor de ponderación de las interrupciones

Ki = 1.0 para interrupciones no programadas

Ki = 0.5 para interrupciones programadas por el distribuidor, para el mantenimiento

o ampliación de las redes; siempre que hayan sido notificadas a los Consumidores

con una anticipación mínima de 48 horas, con horas precisas de inicio y culminación

de trabajo.

- 30 -

1.1.2.6. Límites.

Como anteriormente se expuso el servicio técnico se evaluará en dos etapas para lo

cual se deberán tomar en cuenta los siguientes límites admisibles en dichas etapas:

Límites para la subetapa 1.

Los valores límites admisibles, para los índices de calidad del servicio técnico,

aplicables durante la Subetapa 1 son los siguientes:

ÍNDICE Lim FMIK Lim TTIK Red 4.0 8.0

Alimentador Urbano 5.0 10.0 Alimentador Rural 6.0 18.0

Tabla 1.1 Límites admisibles de FMIK y TTIK para subetapa 1.

Fuente: CONELEC

Los valores limites admisibles para los consumidores en AV y MV durante la

Subetapa 1 son los siguientes:

Consumidor Índice Valor Lim FAIc 6,0 Suministro en AV Lim DAIc 4,0 Lim FAIc 10,0 Suministro en MV Lim DAIc 24,0

Tabla 1.2 Límites admisibles para los consumidores subetapa 1.

Fuente: CONELEC

Los valores limites admisibles, para los índices de calidad del servicio técnico,

aplicables durante la Subetapa 2 son los siguientes:

- 31 -

Índice Lim FAIc Lim DAIc

Consumidores en AV 6,0 4,0 Consumidores en MV Urbano 8,0 12,0 Consumidores en MV Rural 10,0 24,0

Consumidores en BV Urbano 10,0 16,0 Consumidores en BV Rural 12,0 36,0

Tabla 1.3 Límites admisibles para los consumidores subetapa 2.

Fuente: CONELEC

1.2 Confiabilidad y Continuidad del suministro eléctrico.

Para garantizar a los Consumidores un suministro eléctrico confiable y continuo, es

necesario dictar las Regulaciones relacionadas con las características mínimas de

calidad y procedimientos técnicos de medición y evaluación a los que deben

someterse las Empresas Distribuidoras del Servicio Eléctrico.

Es necesario asegurar un nivel satisfactorio de la prestación de los servicios

eléctricos a que se refieren las disposiciones legales establecidas en la Ley de

Régimen del Sector Eléctrico y sus reformas, el Reglamento Sustitutivo del

Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, el Reglamento de

Concesiones, Permisos y Licencias para la Prestación del Servicio de Energía

Eléctrica, el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad y el Reglamento

de Tarifas.

1.2.1. Responsabilidad y Alcance.

Las Empresas Distribuidoras tienen la responsabilidad de prestar el servicio eléctrico

a los Consumidores ubicados en su zona de Concesión, dentro de los niveles de

calidad establecidos, en virtud de lo que señala la Ley de Régimen del Sector

Eléctrico, los Reglamentos aplicables, el Contrato de Concesión y las

Regulaciones correspondientes.

- 32 -

El Distribuidor seria responsable por la prestación de los servicios de alumbrado

public0 de avenidas, calles, caminos públicos y plazas, de conformidad con los

niveles de iluminación que se establecerán en las regulaciones que dicte el

CONELEC.

1.2.2. Aspectos de calidad.

• El Distribuidor deberá proporcionar el servicio con los niveles de calidad

acordes con lo exigido en la Ley, su Reglamento General, este Reglamento y

las Regulaciones pertinentes, para lo cual adecuaran progresivamente sus

instalaciones, organización, estructura y procedimientos técnicos.

• De la continuidad de Servicio a los Consumidores al nivel secundario se

efectuara por medio de indicadores globales que reflejen la frecuencia y

duración de las interrupciones en la red de distribución secundaria. La

recopilación de esa información y el cálculo de los indicadores mencionados,

se ejecutará de manera que los valores determinados para estos parámetros de

evaluación reflejen, desde el punto de vista de los Consumidores, la cantidad

de interrupciones y la duración de cada una de ellas. Para los Consumidores

servidos de la red primaria, se determinaran indicadores individuales por

Consumidor.

• Para la operación normal del sistema se debe de tomar en cuenta que tanto los

equipos como los dispositivos de distribución, esto es tanto en las

subestaciones como en las redes de distribución de media y baja tensión se

deben realizar inspecciones y mantenimientos periódicos preventivos con la

finalidad de reducir interrupciones e imprevistos en la operación normal del

sistema para el suministro de electricidad.

• Es de mucha importancia conocer la capacidad de cada uno de los

transformadores de las distintas subestaciones, por cuanto se ejecutan

- 33 -

transferencias de carga entre alimentadoras que tengan su origen en diferentes

subestaciones, es necesario conocer la carga a la hora pico.

• Las alimentadoras a 13.8 KV cuya salida es aérea con conductor 336.4 MCM

ACSR. Tiene una capacidad aproximada de 11.8 MVA y las alimentadoras

con salida subterránea cuyo conductor es 500 MCM Cu. Tienen una

capacidad aproximada de 9 MVA. Las alimentadoras del Sistema Guayaquil

en su gran mayoría sirven a cargas residenciales, y el pico se presenta

alrededor de las diecinueve horas.

- 34 -

CAPÍTULO 2

2. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE UNA SUBESTACIÓN. Para la entrega de energía a 69 KV del Mercado Eléctrico Mayorista, se tiene una red

de subtransmision de 69 KV, esta red sirve a las subestaciones de transformación

reductoras.

En la actualidad el sistema de distribución de nuestro medio cuenta con

subestaciones de reducción de 69 KV a 13.8 KV con transformadores de poder,

repartidos en subestaciones con uno y dos transformadores.

De las barras de las subestaciones parten las diferentes alimentadoras, las cuales

llevan el fluido eléctrico a las diferentes zonas de carga preestablecidas, estas

alimentadoras por lo general son trifásicas y se las denomina alimentadoras

principales o troncales; de estas alimentadoras principales parten derivaciones o

ramales que a su vez pueden ser trifásicos, bifásicos y monofásicos. Además de estos

mismos ramales trifásicos y bifásicos pueden partir sub-ramales bifásicos y

monofásicos, respectivamente.

Toda alimentadora, ramal o sub-ramal, tienen elementos de protección para

sobrecorriente en el sistema. Entre los elementos de protección se puede nombrar a

los seccionalizadores, reconectadores, fusibles, los cuales son utilizados para

proteger el sistema de posibles sobre corrientes. Existen varios equipos los cuales son

intercalados en el sistema de distribución de acuerdo a las necesidades técnicas que

se presenten.

2.1 Equipos que conforman una subestación de 69/13.8 KV.

La configuración y disposición de los equipos o elementos primarios en una

subestación eléctrica de nuestro sistema de distribución esta gobernada

fundamentalmente por el tipo de barras que utiliza. Se trata de mantener diseños

- 35 -

normalizados de disposición para cada módulo característico (línea, acoplamiento o

transferencia), en cada uno de los niveles de voltaje.

La subestación esta conformada de varios equipos al igual que sus instalaciones por

lo cual tenemos que tomar en cuenta su ubicación, cerramiento, vivienda y oficina

del operador.

2.1.1. Transformadores de Potencia.

Las potencias de los transformadores de poder han sido normalizadas en función de

un estudio de requerimientos para el sistema de distribución.

Las potencias trifásicas en uso para sistemas de enfriamiento natural del

Transformador por aire y aceite mediante el golpe de aire en los radiadores y por la

circulación natural del aceite de las partes inferiores a las superiores del

transformador por las diferencias de temperatura, una segunda etapa de enfriamiento

forzado por aire al arrancar cierto grupo de ventiladores montados en los radiadores y

una circulación forzada de aceite.

2.1.1.1. Especificaciones generales.

El transformador de poder por lo general esta montado sobre una superficie de

hormigón armado de acuerdo a las dimensiones de la base del transformador.

Algunas de las características del transformador de poder de 69000/13800Y voltios

seria de acuerdo al diseño de la subestación y a la capacitad de carga del sistema de

distribución ya que cada subestación tienen características diferentes de operación a

continuación se presentan algunos de esos valores:

Vamos a asumir un transformador de 69000 / 13800Y Voltios, de las características siguientes:

(MVA) OA/FA

IMPEDANCIA Z (%)

VOL. ACEITE (LITROS)

18/24 7.56 12691

Tabla 2.1 Características de un transformador de potencia. Fuente: Los autores.

- 36 -

2.1.1.2. Pararrayos sobre el Transformador del lado de alta y baja tensión.

Estos pararrayos funcionan como dispositivos de protección también descargadores

de sobretensiones que se emplean en la protección de transformadores de poder en

una subestación eléctrica.

De acuerdo a los Transformadores de poder y a la capacidad en MVA de diseño de

las subestaciones variaran las características de los pararrayos a continuación se

presentan algunas características de esos pararrayos tanto para alta como para baja

tensión:

Fase Id max

(KA) V nominal

(KV) A 80 60 B 80 60 C 80 60

Tabla 2.2 Características de pararrayos tanto para alta como para baja tensión

Fuente: Los autores.

2.1.2 Equipos y accesorios para 69 KV.

En lo que consideramos el patio de 69 KV se detallaran los equipos y accesorios pero

antes conoceremos como esta conformadas las estructuras.

El pórtico consiste de 2 torres de aproximadamente 11 m de alto, separadas 6 m y

unidas con bandejas horizontales para soportar 1 seccionador de 69 KV, aisladores

pararrayos y portafusiles.

Las torres y la bandeja superior por lo general están hechas de hierro ángulo de

3"x3"x1/4" para los largueros y de 2"X2"x1/4" para los tirantes, las torres descansan

sobre bases de hormigón armado, sujetas con pernos de acero empotrados.

Fase Id max (KA)

V nominal (KV)

A 65 12 B 65 12 C 65 12

- 37 -

2.1.2.1 Seccionador de aire operado en grupo con cuchillas de puesta a tierra.

Los seccionadores se consideran como dispositivos para conectar y desconectar

partes de una instalación eléctrica, con la finalidad de efectuar maniobras de

operación o para darles mantenimiento.

La principal diferencia entre un disyuntor y un juego de seccionadores, considerando

que ambos abren y cierran circuitos, es que los seccionadores o cuchillas NO pueden

abrir un circuito con corriente.

2.1.2.1.1 Especificaciones General.

Existen varios tipos de este entre los que tenemos: de barra, de línea y de puesta a

tierra. Están diseñados para soportar corrientes de corto circuito pero, no para

interrumpirlas. Su función es la de aislar secciones de la subestación para garantizar

seguridad al personal cuando realiza labores de mantenimiento. Su accionamiento

puede ser tanto manual como automático.

2.1.2.1.2 Datos Técnicos.

De acuerdo a las características de diseño y funcionamiento de los dispositivos a

utilizar para la operación de la subestación dependerán las características técnicas de

estos dispositivos, a continuación se presentan algunas de esas características para

una subestación de 69/13.8 KV.

KV max

BIL (KV)

I continua (Amp)

I inst (KA)

72,5 350 600 40

Tabla 2.3 Seccionador de aire con cuchilla de tierra Fuente: Los autores.

- 38 -

2.1.2.2. Interruptor en gas (GCB) SF6.

Se considera al interruptor o disyuntor y al transformador de potencia, como los

dispositivos de mayor importancia dentro de la configuración y operación de una

subestación eléctrica. Se fundamenta en la acción que este realiza al permitir insertar

o desconectar cualquier tipo de circuito energizado a máquinas, líneas aéreas, cables

y demás elementos que puedan aportar con corrientes de falla y por ende interrumpir

la continuidad del servicio.

2.1.2.2.1. Especificaciones generales.

Generalmente un interruptor automático de potencia, se encuentra destinado al cierre

o apertura en la continuidad de un circuito eléctrico bajo condiciones de carga

(operación normal) y fundamentalmente bajo condiciones de cortocircuito

Fig. 2.1 Interruptor en gas SF6 (GCB) Fuente: Los autores.

Las capacidades de interrupción requeridas van de 20 a 40 KA para los niveles de

138 y 69 KV.

2.1.2.2.2. Datos Técnicos.

Fundamentalmente se adquieren interruptores con transformadores de corriente

incorporados (tipo bushings), aunque este sistema trae consigo una serie de

complicaciones para la transferencia de circuitos de corriente en los sistemas de

- 39 -

protección, control y medición, razón por la cual se puede y permite adquirir

transformadores de corriente separados, sin variaciones sustanciales de costo y con la

ventaja de poder realizar transferencias de los circuitos de protección, control y

medición de una manera mucho mis sencilla.

KV max

BIL (KV)

I continua (Amp)

I inst (KA)

350 1200 72,5 40

Tabla 2.4 Datos técnicos de un interruptor en gas SF6. Fuente: Los autores.

2.1.2.3. Pararrayos en estructura.

Los pararrayos o descargadores se usan por lo general acoplados lo mas cerca de los

transformadores para suprimir las sobretensiones (absorber energía) o descargas

tanto internas como atmosféricas, que causaría gran daño a 1os transformadores y

demás elementos de la subestación.

2.1.2.4. Portafusibles – fusibles.

Los porta fusibles se los utilizan cuando en una subestación de 69/13.8 KV la cual se

va a diseñar no contiene interruptor en gas SF6 en el lado de alimentación de la

subestación de 69 KV, por lo general encontrarnos este tipo de portafusibles y

fusibles en subestaciones antiguas ya que en la actualidad por seguridad, eficiencia y

operación se utiliza el interruptor en gas.

Por lo general los fusibles que se utilizan manejan amperajes cercanos o superiores a

los 200 amperios.

2.1.2.5. Aisladores y herrajes.

La finalidad de los aisladores en una subestación eléctricas es aislar por completo

una fase de otra existiendo las separaciones de seguridad de acuerdo a la capacidad

por fase y a la cantidad de conductores y equipos que contenga una subestación, por

- 40 -

lo general un aislador esta asegurado con su correspondiente herraje así también

tenemos terminales, 1os cuales se utilizan en las conexiones de esta manera se

asegura las instalaciones en un 100 % evitando que se produzcan fallas y accidentes

que lamentar.

AISLADOR 69 KV TIPO POSTE PARA ESTRUCTURA TANGENTE AISLADOR 69 KV TIPO PIN PARA ESTRUCTURA TANGENTE TERMINALES TIPO TALON 4/0 Cu

Tabla 2.5 Aisladores y herrajes para patio de 69 KV


2.1.2.6. Conductores.

Para la alimentación eléctrica a la subestación se utilizarán conductores cuyas

características de funcionamiento cumplan con las necesitadas mediante 1os cálculos

realizados por los ingenieros, a continuación se presentan algunos tipos de

conductores de acuerdo a la conexión y uso que se 1os vaya a dar:

USADO PARA 69 KV ATERRIZAMIENTO Tipo de Cable 4/0 AWG Cu desnudo 4/0 AWG Cu desnudo

Tabla 2.6 conductor utilizado en patio de 69 KV.


2.1.3. Equipos y Accesorios para 13.8 KV.

En el patio de 13.8 KV encontramos algunos dispositivos tanto de control conexión,

transferencia y distribución.

Luego de que se reduce el voltaje al lado de baja tensión del Transformador, en el

patio de 13.8KV es donde se reparte la electricidad hacia cada una de las

alimentadoras dependiendo de la capacidad instalada en la subestación y de acuerdo

a las cargas que se vaya alimentar, en el patio de 13.8 KV existirá una barra de

transferencia la cual repartirá la electricidad a las distintas alimentadoras las cuales

- 41 -

estarán gobernadas a través de un reconectador el cual permitirá que fluya

normalmente la electricidad en condiciones normales de funcionamiento o de la

misma forma cortara el paso de la electricidad en presencia de alguna anormalidad en

el sistema de distribución, a continuación se presentan equipos y dispositivos que se

encuentran en el patio de 1 3.8 KV.

2.1.3.1. Seccionador de aire principal.

Los seccionadores se consideran como dispositivos para conectar y desconectar

partes de una instalación eléctrica, con la finalidad de efectuar maniobras de

operación o para darles mantenimiento.

2.1.3.2. Pararrayos.

Para proporcionar una protección apropiada, la instalación tiene que ser equipada de

dos tipos de protecciones: una protección externa contra un impacto directo de un

movimiento del relámpago (barra del relámpago, sistema de la aire-terminación del

alambre o sistema de la aire terminación del acoplamiento), y una protección interna

contra picos de voltaje produjeron por los movimientos del relámpago en la

proximidad o en 1os conductores de la red eléctrica.

La protección externa e interna requiere un buen sistema de puesta a tierra al evacuar

las corrientes del relámpago, e iguala la potencialidad dentro del sistema de tierra,

del sistema de protección y de 1os circuitos eléctricos que se protegerán.

2.1.3.3. Reconectadores de las alimentadoras.

Por medio de los reconectadores ubicados en la salida de cada alimentadora se

permite conectar y desconectar circuitos de corriente alterna de la red de distribución

eléctrica desde la subestación hacia la carga, que serian los distintos abonados.

- 42 -

Figura 2.2 Reconectador para alimentadora.


2.1.3.3.1. Especificaciones generales.

Estos reconectadores tienen las capacidades de desconexión, cierre, visualización de

valores de protección, historial de fallas, mediciones de línea, alarmas y datos

históricos.

2.1.3.3.2. Datos Técnicos.

Los reconectadores que se utilizaran en cada alimentadora dependerán de algunos

valores de operación técnica estos son:

• Voltaje al que se los haga operar, estos es (KV) máximo y mínimo.

• La corriente de operación normal, la corriente de interrupción máxima. esta

dada en (k Amp).

• Dependerá también del medio aislante en su interior este puede ser aceite, gas

SF6, etc.

- 43 -

A continuación se presenta un ejemplo de las características técnicas de un

reconectador utilizados en las subestaciones de la Empresa Eléctrica de Guayaquil:

RECONECTADOR ALIMENTADORA Medio aislante Aceite Tipo WE KV max 14.4 BIL (KV) 110 I continua (A) 560 I interrupción max (KA) 10

Tabla 2.7 Características técnicas de un reconectador


2.1.3.4. Cuchillas seccionadoras de las alimentadoras.

Estas se encuentran instaladas en los pórticos del patio de 13.8 KV y sirven para

conectar o desconectar las alimentadoras, con la finalidad de efectuar maniobras de

operación o mantenimiento a los equipos de reconexión de las alimentadoras.

Una característica de las cuchillas es que no pueden abrir un circuito con corriente.

2.1.3.5. Seccionadores de interconexión entre alimentadoras.

Estas se encuentran en las estructuras de maniobras del patio de 13.8 KV, teniendo

como función efectuar maniobras de operación o mantenimiento.

No pudiendo operar en presencia de corriente en el circuito.

2.1.3.6. Seccionador de interconexión entre barras principales.

Estas se encuentran ubicadas a un extremo de las barras del patio de 13.8 KV, las

mismas que se utilizan para realizar maniobras de operación o mantenimiento, siendo

una de estas para transferir carga. Estos Seccionadores a diferencia de los disyuntores

no se los debe operar con corriente en sus circuitos.

- 44 -

2.1.3.7. Conductores.

Los conductores utilizados en el patio de 13.8 KV deben cumplir con los estandartes

de diseño de la subestación ya que deben cumplir con los parámetros que influyen en

la transmisión de electricidad, estos parámetros son resistencia, inductancia,

capacidad y conductancia, por lo cual se utilizará distinto tipo de al tipo de

conductor de acuerdo al tipo de conexión que se este realizando, a continuación se

presentan algunos tipos de conductores y su respectivo uso:

USADO PARA TIPO DE CABLE BARRA PRINCIPAL 1000 MCM Cu desnudo BARRA DE TRANSFERENCIA 500 MCM Cu desnudo PUENTES RECONECTADOR-CUCHILLA

500 MCM aislado 15 KV

ATERRIZAMIENTO 4/0 Cu desnudo

Tabla 2.8 Conductores usados en patio de 13,8 KV Fuente: Los autores.

2.1.3.8. Estructuras, aisladores y herrajes.

El patio de 13.8 KV de acuerdo al diseño del tipo de subestación constará de sus

estructuras, aisladores y herrajes.

Por lo general una subestación de nuestro medio constara de 3 pórticos de 6 a 7

metros de altura hecha de tubo de hierro de 6" de diámetro unidos entre si, sobre una

base de hormigón armado de aproximadamente 10 x 6 m2, sujetos con pernos de

acero empotrados y con soportes para 4 niveles de barra, 3 seccionadores de

interconexión, 1 seccionador principal.

Se encontrará también un pórtico adicional para el seccionador de interconexión de

barras entre una subestación y otro este en el caso de tener dos subestaciones juntas.

A continuación se presenta los aisladores y herrajes que se encontraran en una

subestación de este tipo:

- 45 -

DESCRIPCIÓN AISLADOR DE SUSPENSIÓN 15 KV AISLADOR DE PIN 15 KV CAJA DE FUSIBLES 100 A – 15 KV GRAPA TERMINAL 500 MCM GRAPA TERMINAL 1000 MCM GRILLETE TIPO “T” 500 MCM GRILLETE TIPO “T” 1000 MCM GRILLETE TIPO PEN 4/0 -1000 MCK PERNO DE OJO 5/8” TERMINALES TIPO TALÓN 250 MCM TERMINALES TIPO TALÓN 500 MCM TERMINALES DE 2 PERNOS 500 MCM

Tabla 2.9 Aisladores y herrajes utilizados en patio de 13.8 KV. Fuente: Los autores.

2.1.3.9. Transformadores de Potencial.

Se utilizaran transformadores de acuerdo a la capacidad del voltaje que se va a tomar

lecturas de potencial, es así que en esta subestación se utilizarán 3 unidades de

transformadores de potencial estos se encontraran instalados de forma que se tome

lectura tomando en consideración el procedimiento de recolección de

Información con dos transformadores de potencial, a continuación se dan a conocer

algunas características técnicas de los equipos de medición de voltaje por fases que

por lo general se encuentran en las subestaciones de nuestro medio:

FASE MARCA TIPO RELACIÓN BIL (KV) BURDEN

A G.E JVW 13800/120 110 1200 B G.E JVW 13800/120 110 1200 C G.E JVW 13800/120 110 1200

Tabla 2.10. Características de transformadores de potencial utilizados en el medio.


2.1.3.10. Banco de Capacitores desconectable.

Los capacitores son utilizados para mejorar el factor de potencia generando potencia

reactiva en el sistema en el cual está trabajando. Se forman bancos de capacitores con

varios capacitores para cubrir la demanda necesaria esto es que a distintas horas del

día el sistema necesita mayor cantidad de reactivos por lo cual se debe de tener

- 46 -

bancos de capacitores desconectables ya que cuando el voltaje está por debajo del

normal este banco se debe conectar para suplir esta caída de tensión pero cuando este

se normaliza o si el sistema detecta que el voltaje subió más de lo normal el banco de

capacitares se tiene que desconectar inmediatamente por lo cual se procede a

desconectar el mismo.

A continuación se presentaran algunos datos técnicos de un banco de capacitores

encontrados con frecuencia en las subestaciones de nuestro medio:

CAPACIDAD (KVAR)

COMPONENTES DEL BANCO

DATOS FASES A/B/C

MARCA GE INTERRUPTORES EN ACEITE TIPO FKC-2

MARCA GE CAPACITORES TIPO DIELEKTROL

MARCA FISHER PIERCE

3 X 300 INTERRUPTOR

DE TIEMPO TIPO 56821 HJ-76A

Tabla 2.11 Características de un banco de Capacitores. Fuente: Los autores.

2.1.4 Equipos de Medición.

En las diferentes subestaciones eléctricas de 69/13.8 KV de nuestro medio se realizan

las mediciones de las siguientes magnitudes eléctricas, dependiendo del elemento de

sistema de potencia que se trate:

Terminales de línea:

• Corriente en cada fase

• Voltaje en cada fase

• Potencia Activa

• Potencia Reactiva

Transformador (lado de entrega de energía)

• Corriente en cada fase


- 47 -

• Potencia Activa

• Potencia Reactiva

• Energía Activa

• Energía Reactiva

Barras


Para conocer el valor de estas magnitudes se utilizan medidores los mismos que tiene

diferentes características de acuerdo al uso y a la ubicación que de los mismos, es así

que por cada alimentadora de se debe de realizar un constante chequeo del voltaje

DC necesario para el funcionamiento de los dispositivos de control y protección ya

que siempre tiene que estar marcando 48 voltios DC.

A continuación se presentan algunas características de cómo está conformado el

banco de baterías:

CARGADOR DE BATERIAS

ENTRADA AC SALIDA DC MARCA MODELO VOLTAJE AMPERAJE HZ VOLTAJE AMPERAJE

GNB GGS48S6 120 6,3 60 48 6 Tabla 2.12. Características de un banco de baterías utilizado en nuestro medio.


2.1.5. Dispositivos de Protección y Control.

De acuerdo al tipo de subestación y a los equipos que en ella se vayan a instalar

dependen los tipos de protección y control, puesto que hoy en día se trata de

minimizar equipos de protección puesto que un solo equipo de protección y control

cumple con varias funciones, puesto que antes se necesitaban varios equipos para

realizar las mismas funciones.

A continuación se presentan algunos de los dispositivos de protección y control que

se pueden encontrar en la actualidad en las subestaciones de nuestro medio.

- 48 -

DESCRIPCIÓN CANTIDAD RELE PARA PROTECCIÓN DIFERENCIAL 1 RELE DE BAJA FRECUENCIA 1 PANEL DE ALARMAS 1 RELE LOCKOUT AUX. PROT. DIFERENCIAL

1

RELE LOCKOUT AUX. FALTA DE VOL. AC

1

REGLETA DE 12 PUNTOS 7 REGLETA DE CORTO CIRCUITO 2 BREAKERS 1P-20 8 BREAKERS 2P-20 9 BREAKERS 2P-40 1 RELE AUXILIAR 12 V DC 1 CONTACTOE CON TEMPORIZADOR 1 FUSIBLES 200 A. 3

Tabla 2.13 Elementos de protección y control. Fuente: Los autores.

2.1.5.1. Conductores de control.

Los conductores que por lo general se encuentran en la subestaciones se los ha

seleccionado en base a sus características de técnicas de fabricación cumpliendo los

estándares de seguridad y confiabilidad.

A continuación se presentan algunos tipos de conductores utilizados en subestaciones

de 69KV/13,8KV:

DESCRIPCIÓN TIPO DE AISLAMIENTO

CABLE CONCÉNTRICO Cu 4 # 12 AWG TW CABLE CONCÉNTRICO Cu 8 # 12 AWG TW CABLE CONCÉNTRICO Cu 2 # 10 AWG TW CABLE CONCÉNTRICO Cu 3 # 6 AWG TW CABLE Cu # 16 AWG TW CABLE Cu # 12 AWG TW CABLE Cu # 12 AWG TW

Tabla 2.14 Tipos de conductores para las instalaciones de control.


2.1.6. Malla de tierra.

La red tierra tiene la finalidad de limitar de paso y de contacto que se presentan en

una estación tanto en su área interna como en su contorno.

- 49 -

Cuando la red de tierra drena una comente de falla se forma un campo eléctrico y en

la superficie del terreno se presentan distintas tensiones entre distintos puntos. La

obra eléctrica está construida sobre el suelo y en casos de fallas la comente es

drenada al suelo conductor. Se forma un campo de comentes y de superficies

equipotenciales.

Consideramos que el suelo es un medio de resistencia constante, relativamente

elevada respecto de los metales.

Por lo general en nuestro medio se utilizan varillas de cobre de 5/8"x8" para puesta a

tierra y conductor desnudo # 4/0 AWG.

2.2. Operación y control por parte del personal de la subestación.

En el sistema de distribución se usan reconectadores que están programados para

realizar dos aperturas por fallas continuas y luego quedar abiertos La primera

reconexión automática la realiza luego de 15 segundos de la apertura y si la falla

persiste se abre por segunda ocasión y queda desconectado.

Siempre antes de iniciar un trabajo con líneas energizadas se debe desconectar el

mecanismo de reconexión automática del reconectador correspondiente a la

alimentadora en la cual se va a realizar el trabajo como medida de seguridad y

prevención ante la posibilidad de una falla interna o externa que pueda poner en

peligro a los linieros.

2.2.1. Actividades que realizan los operadores en la subestación.

Los operadores de las subestaciones cumplen las funciones de llevar un control de

los eventos ocurridos durante las 24 horas del día todos los días del año, llevando un

completo registro de lecturas tomadas de los equipos de medición y control que

poseen las subestaciones.

Los operadores que por lo general son dos prácticamente viven en la subestación, los

mismos que deben estar en comunicación todo el tiempo con el departamento de

distribución de la empresa aun mas cuando haya sucedido al evento en la subestación

o en cualquier punto de la red de distribución que sale de la alimentadora de dicha

- 50 -

El operador de la subestación se encarga de vigilar la seguridad e integridad de los

predios de la subestación, así como también está pendiente de los mantenimientos

que se tengan que realizar a la subestación con la finalidad de prevenir accidentes o

fallas en la operación de la misma.

2.3 Sistema de protecciones en la subestación. 2.3.1. Introducción.

Las subestaciones forman parte indispensable de los sistemas eléctricos de potencia

pues son centros de transformación de energía que enlazan las líneas eléctricas de

alta tensión con las líneas de media tensión o viceversa dependiendo del tipo de

subestación que se esté analizando, ya que una subestación es un conjunto de

aparatos de maniobra y circuitos instalados en un lugar determinado que tienen la

función de modificar los parámetros de potencia eléctrica (tensión y corriente).

De ahí la importancia que tiene la protección en la subestación ya que cada elemento

está sujeto a una falla o corto circuito y otro tipos de eventos que afectarán a la

subestación, para lo cual se utiliza relés numéricos que detectaran las fallas, e

iniciarán la operación de los dispositivos de interrupción en los circuitos y aislar los

equipos o aparatos con falla, de manera que se minimice el efecto de la falla y se

mantenga la continuidad del servicio en el resto del sistema.

Para dar la importancia que tienen las protecciones en la subestación, se puede

establecer una distribución de probabilidad de ocurrencia de fallas [10].

Fallas de naturaleza eléctrica 73%

Fallas de operación de relés 12%

y otros dispositivos.

Fallas debidas a errores de personal 15%

- 51 -

2.3.2. Protección del transformador de potencia. 2.3.2.1. Generalidades.

El transformador de potencia es uno de los elementos más vitales e importantes del

sistema de eléctrico de potencia. La elección de la protección apropiada puede estar

condicionada tanto por consideraciones técnicas, de confiabilidad, económicas y por

el tamaño del transformador.

En la protección del transformador se están utilizando técnicas de procesos

avanzados a través de señales numéricas y recientemente introducciones de

inteligencia artificial, lo cual facilita tener una protección más rápida, segura y

confiable para el transformador

2.3.2.2. Criterios generales de equipamiento.

La protección que se dará al transformador de la subestación será contra fallas

internas y contra sobrecalentamientos, causados por sobrecargas o por fallas externas

prolongadas.

Para los transformadores conectados a barras de alto voltaje se instalará una

protección diferencial total, con eso se trata de cubrir las fallas en las acometidas.

Para el caso de de bancos monofásicos se debe instalar protecciones diferenciales en

cada bobinado, evitando así que las mismas estén condicionados por el cambio de

regulación efectuado por la Regulación bajo carga (RBC).

2.3.2.3. Protección diferencial.

El relé diferencial de corriente es el tipo de protección usada más comúnmente para

transformadores de 10 MVA en adelante. La protección diferencial es muy adecuada

para detectar las fallas que se producen tanto en el interior del transformador como

en sus conexiones externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta

protección.

- 52 -

2.3.2.3.1. Tipos de Relés Diferenciales para Protección.

A continuación se describe los diferentes tipos de protección diferencial aplicables al

transformador de potencia.

2.3.2.3.1.1. Protección diferencial usando relés de sobrecorriente temporizados.

Estos relés de sobrecorriente sin restricción, son poco usados en aplicaciones

actuales debido a que son susceptibles a operar mal por causas tales como corriente

de magnetización “inrush” cuando se energiza el transformador y errores de

saturación o errores de disparidad de los transformadores de corriente.

2.3.2.3.1.2. Protección diferencial usando relés diferenciales porcentuales.

Ésta es una protección que dispone de una restricción para evitar disparos indeseados

ante fallas externas debido a la disparidad en los transformadores de corriente. Esto

permite incrementar la velocidad y seguridad de la protección con una sensibilidad

razonable para corrientes de falla bajas.

2.3.2.3.1.3. Protección diferencial usando relés diferenciales porcentuales con

restricción de armónicos.

Algunos relés diferenciales incorporan en su diseño una restricción de armónicos

para evitar disparos indeseados debidos a corrientes de “inrrush”.

En la práctica es recomendable utilizar la protección diferencial de porcentaje para

protección contra fallas de cortocircuitos para todos los bancos de transformadores

de potencia para cuya capacidad supere los 10MVA, por lo tanto se utilizará dicha

protección.

- 53 -

2.3.2.4. Protección de sobrecorriente.

La protección de sobrecorriente en transformadores de potencia, se utiliza como

protección de respaldo de la protección diferencial y para fallas externas.

Los relés de sobrecorriente sólo se utilizan como protecciones principales en los

transformadores cuando el costo de la protección diferencial no se justifica.

2.3.2.4.1. Sobrecorriente de Fase Instantánea.

El uso de la unidad instantánea para protección de transformadores no es tan

recomendable, ya que se pueden presentar operaciones indeseadas ante corrientes de

energización o por fallas en otros niveles de voltaje. Cuando esta unidad se utiliza, su

ajuste debe ser superior a la máxima corriente subtransitoria asimétrica para una falla

en el lado de baja voltaje del transformador.

Así mismo, la unidad instantánea se debe ajustar en un valor superior a la corriente

“inrrush” del transformador, para evitar disparos inadecuados.

2.3.2.4.2. Protección de Falla a Tierra.

El valor de arranque de los relés de sobrecorriente de tierra se recomienda en un

valor del 40% de la corriente nominal del transformador, dado que los niveles de

desbalance esperados en el sistema son inferiores este valor. El dial y la curva se

determinan de acuerdo con el estudio de corto circuito.

Para el ajuste de los relés de sobrecorriente de tierra, se simulan fallas monofásicas y

de alta impedancia en varios puntos del sistema (varios niveles de voltaje del

transformador), se registran las corrientes residuales y a partir de estos resultados se

escogen los ajustes más adecuados haciendo las verificaciones del caso y cuidando

de que estos relés queden con un alto grado de sensibilidad, manteniendo una

selectividad apropiada.

- 54 -

2.3.2.5. Protecciones mecánicas. 2.3.2.5.1. Relé de Presión Súbita o Válvula de Sobre presión (SPR).

Estos relés son aplicables en transformadores sumergidos en aceite. Estos relés

operan ante cambios súbitos de presión del aceite, que se originan durante fallas

internas. Este relé no opera por presiones estáticas o cambios de presión resultantes

de la operación normal del transformador, que pueden ocurrir ante cambios de carga

y de temperatura. Son usados generalmente para dar disparo con los contactos en

paralelo con el relé diferencial, aunque también pueden ser utilizados para dar solo

alarma si se prefiere.

El tiempo de operación del relé SPR (Sudden Pressure Relay) varía desde medio

ciclo hasta 37 ciclos, dependiendo de la magnitud de la falla. Este relé se recomienda

para todos los transformadores con capacidad superior a 5 MVA.

2.3.2.5.2. Relé Buchholz.

El relé Buchholz es una de las protecciones propias del transformador y se utiliza

ampliamente en la protección de transformadores sumergidos en aceite, esté es una

combinación de acumulador de gas y relé de aceite y es instalado en la parte superior

del tanque principal. Sirve para detectar fallas internas, cortocircuitos, arcos

eléctricos y bajo nivel de aceite.

2.3.2.5.3. Detectores de Nivel de Aceite.

Este relé opera cuando el nivel de aceite no es el requerido cerrando unos contactos

que disparan el disyuntor del transformador.

- 55 -

2.3.2.5.4. Detectores de Temperatura.

Estos pueden consistir en termómetros, que se instalan en los devanados del

transformador para detectar temperaturas muy altas que se pueden presentar por

sobrecargas o daños en el sistema de refrigeración

2.3.2.5.5. Relé de Imagen Térmica.

Evitará todo exceso de temperatura no admisible, provocado por cualquier causa

externa, tales como: fallas en el sistema de refrigeración, excesiva temperatura

ambiente, etc.

Este relé determina la temperatura de los devanados con base en la corriente que

circula por ellos y en la temperatura previa del aceite del transformador. Consiste de

una resistencia inmersa en el aceite del transformador y que está conectada a los

TC’s ubicados a la salida del transformador; el calentamiento de esta resistencia es

medida con un sensor de temperatura para dar alarma, disparo o control del

mecanismo de enfriamiento de los transformadores.

A continuación se muestra las protecciones que deben incluirse en la protección del

transformador, pero para el estudio del tema solo se utilizara el relé diferencial de

porcentaje con restricción de armónicos.

- 56 -

Figura 2.3 Esquema unificar de las protecciones de un transformador de potencia.


BZR Relé Buchholz bajo carga.

NIR Nivel de aceite bajo carga.

AP Alivio de presión.

IT Imagen térmica.

NI Nivel de aceite.

Bz Relé Buchholz.

To Termómetro de contacto.

∆IN Diferencial de tierra restringida.

∆IT Diferencial del transformador.

Z→ Protección de impedancia.

I>→ Sobrecorriente de fase direccional.

┴→ Sobrecorriente de tierra direccional.

I>> Instantáneo de sobrecorriente.

I> Temporizado de sobrecorriente

- 57 -

2.3.3. Protección de barras. 2.3.3.1. Generalidades.

La Barra es un elemento que dispone de una alta confiabilidad sin embargo ocurren

falla, llegando a ser un elemento crítico en el sistema de potencia ya que es el punto

de convergencia de muchos circuitos tales como: transmisión, generación o carga.

La barra del sistema de potencia debe estar provista de una protección de alta

velocidad que minimice los daños en los equipos y que evite la inestabilidad del

sistema, ante condiciones de falla.

2.3.3.2. Definición de una protección de barras.

En la protección de barras se usan varios esquemas:

Protección diferencial.

Protección diferencial parcial.

Zonas diferenciales combinadas.

Comparación direccional.

2.3.3.2.1. Protección Diferencial de Barras.

El relé es el sistema de protección más utilizado en las instalaciones nuevas, ya que

detecta tanto las fallas de fase como las de tierra.

Hay muchas variedades de protección diferencial, cada una de ellas tiene sus propias

características, las cuales deben ser examinadas cuidadosamente antes de seleccionar.

2.3.3.2.1.1. Protección diferencial de alta impedancia.

En este tipo de protección diferencial todos los transformadores de corriente deben

tener la misma relación de transformación y una impedancia de dispersión

secundaria.

- 58 -

2.3.3.2.1.2. Protección diferencial porcentual.

Los relés diferenciales porcentuales tienen circuitos de restricción y circuitos de

operación. La corriente requerida para la operación del relé depende de las corrientes

de restricción. La máxima seguridad para fallas externas se obtiene cuando todos los

TC’s tienen la misma relación de transformación, en caso contrario, se deberán

utilizar TC’s auxiliares (para compensar los desequilibrios de corrientes por

diferencias en las relaciones de transformación) de alta calidad y exactitud para

asegurar estabilidad de la protección diferencial ante una falla externa.

2.3.3.2.1.3. Protección diferencial porcentual con alta impedancia moderada.

La característica porcentual de este tipo de relé hace posible el uso del relé de manera

independiente de la condición de falla externa máxima.

El circuito diferencial de impedancia alta moderada en conjunto con la acción de la

restricción, hace que el relé sea insensible a los efectos de la saturación del TC ante

una falla externa. El relé responde a fallas internas haciendo caso omiso de la

saturación de cualquier de los TC’s asociados con la protección.

2.3.3.2.2. Protección Diferencial Parcial.

Conocido como protección de “barra sobrecargada” o de “respaldo selectivo”. Está

basado en una variación del principio diferencial, dado que no incluye todos los

campos de la protección diferencial de barras.

Para implementar la protección diferencial parcial se pueden utilizar relés de

distancia o de sobrecorriente. Estos relés deben coordinarse con los relés de

distancia.

2.3.3.2.3. Protección de Barras con Comparación Direccional.

Este esquema compara la dirección del flujo de corriente en cada uno de los circuitos

conectados a la barra. Si las corrientes en todos los circuitos confluyen en la barra es

- 59 -

porque hay una falla en ella; si la corriente en uno o más circuitos fluye fuera de la

barra, es porque existe una falla externa.

2.3.3.3. Protección diferencial según la configuración de la subestación. 2.3.3.3.1. Barra Principal y Barra de Transferencia.

El propósito de esta configuración es proveer un medio para sacar de servicio un

disyuntor sin tener que desconectar el circuito. El disyuntor de transferencia está

incluido en el esquema diferencial de barras.

Figura 2.4 Barra principal y barra de transferencia. Fuente: Los autores.

2.3.4. Protección de líneas.

Las líneas son los elementos del sistema eléctrico que interconectan dos más

subestaciones por lo tanto están sometidos permanentemente a las consecuencias de

los fenómenos meteorológicos y a los riesgos de ser afectados por otras

circunstancias, por tal razón es importante su protección.

- 60 -

2.3.4.1. Características básicas. 2.3.4.1.1. Confiabilidad.

Para el diseño de un sistema de protección esta es una de las consideraciones más

importantes. La confiabilidad está definida como la probabilidad de que un relé o

sistema de protecciones no actúe inadecuadamente y está compuesta por dos

aspectos: fiabilidad y seguridad.

2.3.4.1.1.1. La fiabilidad.

Es el grado de certeza con el que un relé o sistema de relés opere correctamente

cuando sea requerido para hacerlo, es decir, sin excluir disparos cuando sean

necesarios.

2.3.4.1.1.2. La seguridad.

Es el grado de certeza de que un relé o un sistema de relés no opere incorrectamente

en ausencia de fallas, o que no emita disparos erróneos.

2.3.4.1.2. Selectividad y Coordinación.

La selectividad en un sistema de protecciones consiste en que cuando ocurra una

falla, ésta sea despejada por los relés adyacentes a la misma, evitando la salida de

otros circuitos innecesarios. Esto se refiere al proceso de operación rápida de los

relés para condiciones de falla de tal forma que actúen inicialmente las protecciones

principales, aislando el elemento fallado que tiene incidentes y teniendo un respaldo

de protecciones en caso de que no funcionen las protecciones principales.

- 61 -

2.3.4.1.3. Velocidad o Tiempo de Despeje de Fallas.

Los requerimientos de velocidad deben determinarse muy cuidadosamente teniendo

en cuenta que si la protección es lenta el sistema puede desestabilizarse y los equipos

pueden sufrir daños adicionales, pero si la protección es demasiado rápida se pueden

perjudicar la seguridad y la selectividad del sistema.

2.3.4.1.4. Sensibilidad de la Protección.

La protección deberá asegurar sensibilidad ósea se refiere a las mínimas cantidades

actuantes con las cuales se debe ajustar el relé para que detecte un condición

anormal. Al momento de observar la sensibilidad de la protección, hay que tomar en

cuenta algunos inconvenientes como: fallas a tierra, desbalances de voltaje que se

presenten en el sistema, etc.

2.3.4.1.5. Simplicidad.

El sistema de protección debe esta característica tan importante, ya que los nuevos

relés contienen funciones múltiples creando gran cantidad de soluciones para

posibles problemas del sistema, pero siempre se debe tomar en cuenta estas

soluciones, ya que si se lo hace en forma incorrecta o incompleta debido a la

complejidad de los relés pueden presentarse consecuencias graves en el sistema de

potencia.

2.3.4.2. Protecciones principales de línea. 2.3.4.2.1. Protección de Distancia.

Es una protección más selectiva y por lo mismo puede ser rápida o lenta dependiendo

según la longitud de la línea, la carga que se prevé transportar y para lo cual se tener

en cuenta algunas razones principales:

- 62 -

• Su independencia con respecto a enlaces de comunicación entre los extremos

de la línea, ya que para su operación, utiliza información sobre las corrientes

y tensiones.

• La protección de distancia constituye un sistema de protección relativamente

selectivo en la red de potencia. Esto significa que puede operar también como

una protección de apoyo para otros elementos primarios en la red.

Normalmente la protección de distancia comprende de tres a cinco zonas de

protección y medición independiente cada una de ellas.

a) Zona 1. Se utiliza para detectar fallas ajustadas aproximadamente 80 a 85% de la

línea protegida, utilizándose la detección para provocar disparó instantáneo.

b) Zona 2. Su objetivo es proteger el tramo restante de la línea el cual no está

cubierto por la zona 1. Se escoge como criterio inicial el alcance del 100% de la línea

protegida más el 50% de la línea adyacente.

c) Zona 3. Proporciona protección de respaldo, cuyo ajuste deberá ser tal que cubra

no sólo la línea protegida, para lo cual se debe considerar lo siguiente:

• Escoger como criterio inicial al alcance del 100% de la línea protegida más el

120% de la línea adyacente más larga que salga de la subestación.

• El tiempo de la zona 3 deberá permitir que primeramente que dispare la

protección primaria.

2.3.4.2.2. Protecciones de Sobre y Bajo Voltaje.

La protección de sobre y baja voltaje opera a un tiempo determinado cuando se

supera un valor de voltaje específico pero antes de hacer el ajuste de estas funciones

es necesario definir la voltaje operativa del área de influencia (220 kV, 230 kV, 500

kV) y de la presencia de esquemas de disparo por sobre/baja voltaje en puntos del

- 63 -

sistema con el fin de no comandar disparos indeseados que no son originados por

eventos de fallas o inestabilidad del sistema.

2.3.4.2.3. Relé de Recierre y Verificación de Sincronismo.

Relé de verificación de sincronismo se utiliza para comprobar las condiciones al

cierre del disyuntor. Este relé se implementa para restaurar la parte fallada del

sistema de transmisión, una vez que la falla se ha extinguido. En algunos sistemas de

transmisión, el recierre se utiliza para mejorar la estabilidad del sistema, dado que es

un medio para restaurar rápidamente la transmisión de potencia en ocasiones críticas

- 64 -

CAPÍTULO 3

3. PARÁMETROS A SER TOMADOS EN CUENTA PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN

El desarrollo de la tecnología digital y las comunicaciones en los últimos años, ha

llevado a un proceso de modernización y automatización de las instalaciones

eléctricas, comenzando con las de mayor costo (Subestación de Transmisión, Plantas

de Generación), en las que el monto global de la inversión permitida, como un costo

marginal, la implementación de costosos equipamientos para la recogida y análisis de

datos, o ejecución de secuencias automáticas que facilitaran la operación del sistema.

Actualmente se demuestra que es posible conseguir no solo una solución homogénea

a toda la problemática de la automatización de las subestaciones, sino que es posible

exportar estas soluciones a los niveles más bajos de tensión utilizados por las

compañías distribuidoras y obtener ventajas económicas si hacemos la comparación

contra las soluciones tradicionales.

Una de las ventajas mayores de este tipo de concepción es que permite diseñar el

sistema de manera distribuida, concepto que hace que a la hora del diseño se afronten

los problemas de forma separada, y permite también diseñar, para cada posición, una

solución integrada, lo que supone un gran ahorro en el importe total del Proyecto, por

cuanto los propios equipos de protección, de control y de medición de la posición

eléctrica realizan las funciones de recogida de datos, operación, y en algunos casos

realización de funciones automáticas, con lo que la inversión adicional se reduce a

una red de comunicaciones en la propia instalación.

Esto permite que sea económicamente rentable aplicar este tipo de soluciones en

subestaciones de distribución de Media Tensión, y Centros de Transformación de

Baja Tensión.

- 65 -

3.1 Análisis del Proyecto

La fiabilidad de las Redes de Distribución Eléctricas Radiales es un aspecto de suma

importancia cuando se habla de calidad y eficiencia de los sistemas de suministro

eléctrico a los consumidores.

La instalación en las redes de distribución de consumidores que utilizan sistemas y

equipos con tecnología cada vez mas avanzada requiere que el servicio que se ofrece

a través de ellas sea siempre fiable.

Las fallas en los circuitos de distribución tienen un costo elevado no solo para los

consumidores sino también para las empresas donde se traducen:

• Costo de Mantenimiento.

• Reducción de la facturación

• Multas

• Costo Social

• Imagen de la Empresa Eléctrica

La estadística mundial indica que el costo del kilovatio-hora no distribuido es

elevado y el costo del mantenimiento se debe principalmente a:

• Tiempo de localización de la falla.

• Personal de mantenimiento

• Equipos de mantenimiento

• Pieza de repuesto

- 66 -

• Tiempo del mantenimiento mismo.

Debido e esto es necesario analizar e implementar variantes que sean factibles

económicamente y que respondan a las especificaciones técnicas del sistema de

distribución, en este caso de las subestaciones de 69/13.8 KV, para poder brindar un

servicio con calidad a los consumidores. Siguiendo esta línea.

3.1.1 Definición.

La automatización de subestaciones se basa principalmente en la integración de los

equipos, el manejo de la energía, las protecciones, el control y la medición de los

parámetros eléctricos de la S/E.

3.1.2 Requerimientos.

La implementación a base de dispositivos y equipos de potencia modernos los

mismos que permiten monitorear, controlar y realizar de manera local y remota.

En la subestación se puede llevar un control de los eventos y circunstancias que

ocurren durante el tiempo que esta en funcionamiento la subestación facilitando la

operación del personal de distribución con la finalidad de reducir tiempo de

reposición del fluido eléctrico y aumentando la eficiencia de la empresa

distribuidora, la cual se vera reflejada en el costo económico de mantenimiento y

operación del sistema de distribución eléctrica.

Una de las partes principales del proyecto de automatización es la implementación de

un sistema SCADA puesto que será de gran ayuda para la integración de varias

subestaciones facilitando posteriormente el control y visualización de los equipos de

cada una de las subestaciones que pertenezcan al sistema de distribución de la

empresa distribuidora.

La automatización de una subestación presenta requerimientos los cuales se enfocan

en tres puntos que son:

- 67 -

Posición

Requiere de dispositivos y equipos que se encuentran ubicados en distintos puntos de

la subestación los cuales se encargan de realizar monitoreo, recolección de

información de cada uno de los equipos que conforman los patios de 69 KV y 13,8

KV que tiene varias funciones como son; medida directa de los parámetros de

entradas y salidas de la S/E, localización de fallas, recogida de información (eventos,

fallas, oscilografia), control y mando de la posición (interruptor), automatismos

(recierre), etc.

Estos dispositivos son la base de la automatización puesto que los equipos de la

subestación en su mayoría son digitales y sus controles son automáticos facilitando la

operación y monitoreo de la subestación.

Unidad Central de S/E

Se requiere de un equipo central recoge toda la información de los dispositivos de

protección y control para enviarla a un Sistema SCADA externo, y para la ejecución

de secuencias automáticas (entrada de líneas de reserva, aislamiento de tramos en

falla, anormalidad de líneas por sobrecarga de transformadores, etc.).

Estos equipos además permiten la configuración de los automatismos, ejecución de

mandos del SCADA, y de los dispositivos de control y protección a través de un

interfaz local o remoto que realice supervisión y recogida de datos.

Comunicaciones.

Entre los dispositivos de protección y control con la Unidad Comunicaciones de la

subestación se podría utilizar varios tipos de conexión así pueden ser a través de

cable con características especiales o fibra óptica. La comunicación remota con el

- 68 -

SCADA o hacia las unidades de corte y seccionamiento se puede realizar por Radio

Frecuencia, Línea Telefónica especifica, Red Telefónica Conmutada, telefonía

celular, etc. Estos dependiendo la distancia entre los dispositivos que se vayan a

instalar.

3.2 Propuesta de Automatización.

Al presentar una propuesta de automatización se deben de tomar en consideración

varios factores así como:

• El tamaño de la Subestación

• Tipos de equipos que se encuentran en ella ya instalados actualmente puesto

que los mismos se los pueden actualizar o colocar otros de mejor tecnología

en su lugar.

• Muchos de los equipos de protección y control hoy en día son digitales los

mismos que su arquitectura de funcionamientos permite la fácil instalación e

integración de los mismos al realizar las conexiones con el sistema de

recolección de datos.

Tomando en cuenta las condiciones anteriores de que se va a implementar una

subestación por completo.

3.2.1 Arquitectura del sistema

La arquitectura en un sistema de automatización juega un papel muy importante ya

que hoy en día existen muchos equipos en el mercado y de diferentes marcas por lo

que es necesario trabajar con un sistema abierto, esto es que se puede implementar el

sistema de automatización de la subestación con equipos de diferentes marcas pero

que cumplan con las características deseadas de funcionamiento basándose

principalmente en su funcionalidad y economía.

La arquitectura del sistema que se presenta a continuación se basa en la necesidad de

implementación de nuestro medio:

- 69 -

Introducción

Se requieren de equipos completamente automáticos con la finalidad de ser

controlados desde un centro de monitoreo y control, siendo estos equipos los más

importantes ya que ellos son el principal soporte de la automatización de una

subestación debiendo ser estos los siguientes:

• Interruptor principal de alimentación de la subestación al nivel de voltaje de

69 KV.

• Reconectadores para cada una de las alimentadoras que posee la subestación

al nivel nivel de 13,8 KV.

Estos equipos tienen características propias dependiendo el tamaño y el tipo de

subestación que se esta implementando.

Dispositivos Electrónicos

Llamados también Dispositivos Electrónicos Inteligentes (DEI´s) los mismos que se

encargan de realizar las funciones de protección, medida directa de los parámetros de

la Red, localización de fallas, recogida de información (eventos, fallas, oscilografia),

control y mando en lo que se refiere a la operación del Interruptor Principal de

alimentación en la subestación, así como también en los Reconectadores,

Transformador y demás dispositivos de la subestación estos siendo de operación

automática.

Cada (DEI) dispone automáticamente de las funciones requeridas para la posición, es

decir para los equipos que se le están conectando a el.

- 70 -

Muchos de los equipos que se fabrican hoy en día son muy completos y compactos

es decir que ya vienen incluido en su hardware equipos de protección, control y

comunicación lo cual facilita la instalación y además produce un ahorro tanto

económico como de espacio físico en la subestación.

La integración de funciones en los DEI´s de posición, ya que incorporan todas las

funciones descritas anteriormente reduciendo el costo de las celdas, al eliminarse

pulsadores, relés, temporizadores, cableado, convertidores de medida, etc.

Unidad central de comunicaciones.

La Unidad Central será la encargada de recoger toda la información de los DEI´s de

posición para enviarla a un sistema SCADA externo.

La unidad central de Información soporta la configuración de los automatismos, la

ejecución de mandos del SCADA, y la monitorización, mando y parámetros de los

DEI´s a través de un interfaz local o remoto que realice supervisión y recogida de

datos.

La Unidad Central de Subestación permite integrar la información de reconectado res

y órganos de corte dependientes de la subestación y situados fuera de ella, de forma

que en la base de datos propia de la subestación pueden intervenir señales recogidas

remotamente en dichos equipos, con lo que eventualmente es posible diseñar

secuencias automáticas que involucren a estos nodos “remotos”.

Diferentes capacidades de comunicación.

En lo que se refiere a la comunicación entre los DEI´s locales y la Unidad Central se

recomienda la utilización de un red de fibra óptica esta permitiendo que no exista

colisión en el envío de información de cada uno de los dispositivos de la subestación.

- 71 -

Adicionalmente la fibra óptica ofrece un aislamiento eléctrico entre todos los equipos

del sistema.

La comunicación remota con el SCADA o hacia las unidades de corte y

seccionamiento se puede realizar por radio, Línea Telefónica Dedicada, Red

Telefónica Conmutada, telefonía celular, etc.

Dependiendo de la situación geográfica de los elementos externos, se podría extender

esta red de fibra óptica hacia dichos elementos, o utilizar otro tipo de medio como

podría se la radio, o equipos de telefonía celular.

3.3. Elementos que conforman el sistema automatización.

Los elementos que conformarán el sistema de automatización de la subestación

constaran de sistemas inteligentes de protección, control, como también jugara un

papel muy importante el tipo de comunicación que ellos utilicen ya que estos inciden

en la rapidez y eficiencia del sistema de operación en conjunto.

Los elementos que se vayan a utilizar en la subestación deben cumplir con normas

estándares de operación y seguridad dictadas por los organismos y entes reguladores

del sistema eléctrico.

Los equipos que se utilizarán en la subestación para la automatización deberán

cumplir con las características de operación normal y márgenes de seguridad

tomando en consideración: voltaje, corriente, frecuencia, y capacidad del

Transformador de poder de la subestación.

3.3.1. Protección y control.

En lo que concierne a los equipos de protección y control un sistema debe contar

con:

- 72 -

• DEI's

• Unidad central de subestación.

• Interruptores y reconectadores automáticos.

DEI's: (dispositivos electrónicos inteligentes).

El sistema deberá integrar equipos de protección de diferentes fabricantes de acuerdo

a los requerimientos del cliente, las comunicaciones en tiempo real se deben realizar

a través de red Ethernet, conductor serial o fibra óptica con la funcionalidad del

SCADA implementado en la subestación para labores de mantenimiento,

configuración y transmisión de ficheros de oscilografia. Estos dispositivos deberán

estar conectados con los equipos del lado de Alta Tensión, la unidad de

transformación, y con los equipos de Media Tensión.

La operación de estos dispositivos electrónicos de Protecciones se basan en

funciones de: reles de protección como son del tipo: 50/51, 50/51N, 50/51NS, 67,

67N, 46, 27, 59, etc. Dependiendo de las necesidades de la posición.

Este equipo deberá ser capaz recoger, almacenar y data eventos, oscilogramas y de

elaborar informes. Adicionalmente este DEI permitirá la operación del interruptor

desde propio equipo y será capaz de reportar toda información (señalización y

medida) a través de la red de comunicaciones.

Unidad central de subestación.

Esta unidad realiza la recogida de datos los DEI's y los envía al centro de control

remoto a través de comunicación telefónica fija, celular o radio. Adicionalmente

distribuirá 10s mandos recibidos desde el centro de control a los IED'S

correspondiente. Esta unidad debe disponer de un display gráfico que permite la

visualización de alarmas propias del cendro distribución.

La disponibilidad en esta unidad de toda la información de la subestación le permite

realizar algunas secuencias automáticas.

- 73 -

Interruptores y reconectadores automáticos.

Los interruptores automáticos y reconectadores poseen las prestaciones de los

reconectadores tradicionales, más un diseño actualizado para optimizar y facilitar la

comunicación, automatización, el control remoto y la supervisión, previendo las

actuales y futuras demandas.

Las distribuidoras de energía, están cada vez mas exigidas con la calidad del servicio,

la eficiencia y reducción de costos para conseguir mejorando su rentabilidad de

servicio un mayor retorno sobre la inversión del capital en redes de distribución. En

la actualidad los usuarios, exigen menores interrupciones intempestivas y tarifas cada

vez mas reducidas.

Fig. 3.1 Reconectador automático de una alimentadora. Fuente: Los autores.

Con su instalación se reducirán los costos operativos y aumentaran las utilidades de

las concesionarias.

En la actualidad las mismas empresas que fabrican los reconectadores tradicionales

se han preocupado en realizar modificaciones en su equipo permitido su

modernización mediante la actualización de controles y tarjetas de comunicaciones

modernas que se exigen para la operación automática y remota de estos equipos.

- 74 -

3.3.2 Operación y mando

La operación del sistema se basara en la comunicación de cada dispositivo de

protección y control los mismos que deben estar en comunicación todo el tiempo ya

que al presentarse algún problema en el sistema este tiene dar conocimiento de lo

sucedido al centro de control para así poder tener conocimiento de lo sucedido o de

los problemas presentados en el sistema para a continuación proceder a realizar las

acciones requeridas para normalizar el sistema.

La función de este sistema de comunicación y manejo de información es el de

permitir visualizar en tiempo real los valores y eventos ocurridos dentro del

perímetro de la subestación.

En Alta Tensión:

Los interruptores permiten controlar el paso de la corriente de alimentación de las

tres fases hacia el transformador de potencia de la subestación los mismos que

poseen mecanismos de medición y control por lo cual se puede conocer los valores

de voltaje, corriente, factor de potencia, potencias, etc. Estos valores deberán ser

visualizados y almacenados en el dispositivo de protección y control, estos

dispositivos al estar conectados con la unidad central de la subestación recogerá

todos los eventos y señales de todos los equipos de la subestación de esta manera

pudiendo conocer lo ocurrido en caso de algún tipo de falla u operación anormal del

interruptor.

En el transformador:

Mediante los dispositivos de medición, control y protección que se encuentran

conectados d transformador se pueden recolectar información en tiempo real de las

características de funcionamiento como son:

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Temperatura Protección diferencial

Dispositivos de protección

Protección sobre carga, etc. Nivel de aceite Presión de nitrógeno

Normal Temperatura del aceite Máxima

Funcionamiento de ventiladores, etc.

Tabla 3.1 Protección y Control del Transformador de Potencia Fuente: Los autores.

En la actualidad los transformadores de poder ya tienen dispositivos inteligentes

conectados a el por cuanto desde un centro de control o desde el cuarto de controles

de la subestación se pueden conocer todos estos valores, o en el caso que sean

transformadores de fabricación anterior se puede realizar mejoras a las conexiones

adaptando al equipo a condiciones actuales de adquisición de información

transformando señales digitales para que sean compatibles con sistemas de

automatización.

En alimentadoras:

En el patio de 13.8 KV encontramos los reconectadores los mismos que permiten la

conexión entre la salida de baja tensión del transformador con cada una de las

alimentadoras del sistema de distribución.

En tanto para que la automatización de la subestación de éxito, los reconectadores

deben tener dispositivos automáticos de protección y control por medio de los cuales

se pueda llevar un registro por fases tanto de voltaje, corriente y demás eventos que

se puedan dar en el sistema, existiendo la posibilidad de controlar la conexión y

desconexión de la alimentadora.

En el caso de fallas ocurridas en algún punto de la alimentadora fuera de la

subestación se tenga la posibilidad de conocer de forma remota los valores en tiempo

real, ya que en la consola de control del reconectador se detectaría anormalidades en

los valores censados por los dispositivos de control, de esta manera el personal de

- 76 -

distribución tenga una mayor cantidad de información para detectar el daño en un

menor tiempo permitiendo que se realicen las debidas reparaciones y minimizando el

tiempo de interrupción del fluido eléctrico.

3.4. Recolección y manejo de información.

Los dispositivos de protección y control deberán ser capaces de recoger, almacenar y

data eventos, oscilogramas, y de elaborar informes.

Los Dispositivos Electrónicos Inteligentes deberán permitir la operación del

interruptor desde el propio equipo y será capaz de reportar toda su información

(señalización y medida) a través de la red de comunicaciones.

La Unidad Central de Subestación realiza la recogida de datos de los DEI's y los

envía al centro de control remoto a través de comunicación telefónica fija, celular o

radio. Esta unidad dispondrá además de un display gráfico que permita la

visualización de alarmas propias del centro de distribución.

La disponibilidad en esta unidad de toda la información de la subestación le permite

realizar algunas secuencias automáticas como transferencia de alimentadores.

Las comunicaciones en fibra óptica propuesta bajo una configuración esclavo

servidor, utilizando distribuidores ópticos para simplificar el tendido.

Adicionalmente la fibra óptica ofrece un aislamiento eléctrico entre todos los equipos

del sistema.

Con este sistema se consiguen las siguientes ventajas:

• La disponibilidad de toda la información generada en la subestación tanto de

control como de protecciones. En este punto es importante elegir un

protocolo de comunicación local que permita la transmisión tanto de

mensajes de control de cómo protecciones, así como la sincronización

horaria, con el objeto de utilizar una única red de comunicaciones y optimizar

la instalación.

- 77 -

• En lo que se refiere al mando remoto sobre cualquiera de los interruptores o

elementos con mando eléctrico de subestación se lo realizara desde el centro

de control.

• Básicamente la recolección de la información se la realizará por parte de la

unidad central a través de los medios ya descritos y en base a los lenguajes de

programación que maneja el Software de los dispositivos de protección y

control.

• Los dispositivos electrónicos inteligentes se conectan con la unidad central de

la subestación a través de cables de fibra óptica, Ethernet.

De esta manera existiendo la posibilidad de realizar secuencias automáticas que

faciliten la operación del sistema facilitando la comunicación de forma remota con

reconectadores y órganos de corte alimentados por dicha subestación, integrando

estos equipos al sistema, tanto a nivel informativo como operativo.

Todos los eventos ocurridos se almacenaran en bancos de memoria con la finalidad

de tener un soporte técnico y estadístico del funcionamiento del sistema.

3.5. Integración de las subestaciones.

La integración de subestaciones permite monitorear y tomar decisiones desde un

centro de control a todas las subestaciones encontradas en distintos puntos del área

concesionada por la empresa distribuidora de electricidad, para ello se debe de contar

con un sistema de recolección y almacenamiento de información, el mismo que debe

de tener una arquitectura muy fuerte por cuanto la mayor sea el numero de

subestaciones mayor será la cantidad de información ingresada al sistema.

La base de una integración es basada en el medio que se utilizará para la recolección

de información, para ello se debería utilizar un SCADA el mismo que ayudaría a

mejorar la operación del sistema en conjunto de todas las subestaciones.

- 78 -

3.5.1. Medios de comunicación.

En lo que se refiere a medios de comunicación dentro y fuera de las subestaciones se

recomiendan los siguientes aspectos:

Dentro de la subestación:

Para conectar los equipos y dispositivos de control y protección en la subestación

utilizaran de distintos tipos de conexión entre ellos y la unidad central de la

subestación la cual se encarga recoger la información y enviarla al centro de control

por lo cual hoy en día los equipos que encontramos en mercado eléctrico cuentan

con varios tipos de puertos de conexión dando la opción de elegir el tipo de conexión

que la subestación requiera, esta basándose muchas veces en el costo económico que

ellas representan, a continuación presentamos algunas de ellas:

• Conductores comunes de red.

• Conductor de fibra óptica.

Se recomienda la utilización de fibra óptica basado en la conexión de Ethernet, ya

que permitiría una mayor solidez en el enlace entre los equipos y dispositivos

control como también una mayor seguridad en las instalaciones disminuyendo el

riesgo de sufrir fallas en el sistema u operación de los mismos.

Fuera de la subestación:

Para integrar la subestación a un sistema de recolección, control y manejo de la

información proveniente de la subestación la comunicación entre esta y el centro de

control ubicado en un sitio distante se tiene varias opciones así se expone a

continuación algunas de ellas:

• Conexión por modem a través de telefonía común o celular.

• Conexión por fibra óptica.

• Conexión por ondas de radio frecuencia.

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En nuestro medio para realizar la integración de subestaciones y llevar un control de

cada una de ellas desde un centro de control el cual esta ubicado en un lugar distante

se tiene que buscar lo mas conveniente posible desde el punto de vista técnico y

económico, analizando las opciones que se presentan tomando siempre en cuenta la

seguridad del sistema y la eficiencia al 100%.

3.6. Confiabilidad del sistema.

La confiabilidad se basa en el funcionamiento correcto y eficiente del sistema de

comunicaciones que se utilice en la recolección de la información desde cada una de

las subestaciones hacia el centro de control del departamento de distribución siendo

este el pilar fundamental del proyecto.

La confiabilidad se basa también en los equipos que se encuentran instalados en la

subestación operando de manera que el suministro de electricidad permanezca

estable sin afectar la demanda de los usuarios ante la contingencia de uno de los

circuitos de media o baja tensión.

El sistema de distribución también debe permanecer estable ante la contingencia de

los circuitos de una línea de transmisión que ocupen la misma torre.

Para estos casos la Empresa Distribuidora podría implementar esquemas de

desconexión automática de carga por baja frecuencia con el objeto de preservar la

estabilidad.

El sistema distribución debe permanecer estable ante la salida de la unidad de mayor

capacidad que tenga en su sistema, también debe de existir un plan de contingencia

puesto que fallen las comunicaciones entre la subestación y el centro de control aquí

es de gran ayuda la operación desde los controles instalados en la subestación.

- 80 -

CAPÍTULO 4

4. SIMULACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN.

En el presente proyecto de graduación vamos a exponer la simulación de la

automatización de una subestación de distribución.

Dicha subestación cuenta con un transformador de potencia que alimenta al sistema

barras de 13,8 KV. Este transformador tiene una potencia máxima de 25MVA.

De las barras de las subestaciones parten tres alimentadoras, llevan el fluido eléctrico

a las diferentes de zonas de carga, estas alimentadoras son trifásicas; de estas

alimentadoras parten diferentes ramales y estos a su vez pueden ser trifásicos,

bifásicos o monofasicos.

La configuración de la subestación es barra principal y barra de transferencia.

4.1 Arquitectura del sistema a simular

Figura 4.1 Arquitectura del sistema utilizado para la simulación.


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El sistema esta constituido por los siguientes equipos: PLC 6ES7312-5AC02-0AB0.

Tarjeta de salidas digitales.

2 computadores.

Panel operador 6AV6 641-0CA01-0AX0.

Conectores profibus 6ES7972-0BB12-0XA0.

Cable de comunicaciones MPI 6ES7972-0CB20-0XA0.

Cable ethernet.

Software WinCC.

Software WinCC Flexible.

Software STEP 7.

En este se ha creado una red servidor cliente para poder visualizar en las dos

computadores el proceso. Esta red se ha realizado por medio de un cable ethernet. En

nuestro caso por tratarse de una simulación vamos a realizar el ingreso de parámetros

por medio de uno de los computadores para que el otro computador sirva como

nuestro puesto de ingeniería.

Al servidor lo hemos llamado INGENIERIA, desde aquí nosotros realizamos todo lo

que se refiera a programación tanto en el PLC como en el sistema SCADA,

Al cliente lo hemos llamado SIMATIC, el cliente es un espejo del servidor, esto solo

puede estar activo siempre y cuando este activado el servidor.

4.2 Parámetros de la subestación.

Los parámetros de la subestación serán simulados de dos maneras, por medio de

campos de entrada y por medio de cálculos realizados por el PLC.

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4.2.1 Parámetros ingresados vía campo de entrada.

Para los parámetros de la subestacacion por tratarse de una simulación el ingreso

de estos se lo realizará por medio de campos de entrada que se simulará en el

sistema SCADA, estos podrán ser variados en tiempo real en la simulación para

poder observar el comportamiento del sistema cuando estos cambien, los valores

que se ingresaran de esta forma son los siguientes:

• Voltaje de barra de 69 KV.

• Frecuencia del sistema.

• Nivel de aceite del transformador principal.

• Temperatura del transformador principal.

• Relación de transformación del transformador.

• Potencia de alimentador 1.



• Presión de gas en disyuntor principal.

• Temperatura en disyuntor principal.

4.3.1 Cálculo de parámetros de la subestación.

Para la simulación de algunos parámetros de la subestación se ha procedido a

realizar la programación en el PLC para que este los calcule tomando en cuenta los

parámetros que han sido ingresados por medio de los campos de entrada, descritos

anteriormente.

Estos valores son los siguientes:

• Voltaje secundario del transformador.

• Corriente del primario del transformador.

• Corriente del secundario del transformador.

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• Potencia total de transformador.

• Voltaje en alimentador 1.



• Corriente del alimentador 1.



• Voltaje en disyuntor principal.

• Corriente en disyuntor principal.

4.3 Visualización y control y funcionamiento del sistema SCADA.

Para la visualización del sistema se ha utilizado la plataforma del WinCC y WinCC

Flexible de la marca Siemens, en este se han realizado cinco pantallas desde las

cuales se podrá controlar todo el sistema, estas son:

• Pantalla principal.

• Parámetros de subestación.

• Estado de transformador principal.

• Estado de disyuntor y reconectadores.

• Alarmas.

• Simulación de fallas.

• Reset de alertas y alarmas

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4.3.1 Pantalla principal.

Figura 4.2. Pantalla principal.


En esta pantalla podemos visualizar los siguientes elementos: 4.3.1.1 Elementos para control de subestación.

En la pantalla principal encontramos los siguientes botones.

Activación de barra de 69 KV que sirve para la activación y desactivación de la

barra de 69 KV.

Botón 89.1 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.1. Botón 89.2 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.2. Botón 89.3 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.3. Botón 89.4 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.4.

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Botón 89.5 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.5. Botón 89.6 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.6. Botón 89.7 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.7. Botón 89.4.1 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.4.1. Botón 89.5.1 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.5.1. Botón 89.6.1 que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.6.1. Botón 89.7.T que sirve para la activación y desactivación del seccionador 89.7.T. Botón 52.0 que sirve para la activación y desactivación del disyuntor principal. Botón 52.1 que sirve para la activación y desactivación del reconectador 52.1 Botón 52.2 sirve para la activación y desactivación del reconectador 52.2 Botón 52.3 sirve para la activación y desactivación del reconectador 52.3 Botón 52.T sirve para la activación y desactivación del reconectador 52.T Botón 89T1 sirve para la activación y desactivación del seccionador a tierra 89.T1. Botón 89T2 sirve para la activación y desactivación del seccionador a tierra 89.T2. Botón 89T3 sirve para la activación y desactivación del seccionador a tierra 89.T3. Botón 89T4 sirve para la activación y desactivación del seccionador a tierra 89.T4.

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4.3.1.2 Elementos para visualización.

En la pantalla principal encontramos los siguientes elementos de visualización.

• Barra de 69 KV

• Barra principal de 13.8 KV

• Barra de transferencia de 13.8 KV

• Transformador principal

• Seccionador 89.1







• Seccionador 89.4.1



• Seccionador 89.7.T

• Disyuntor 52.0

• Reconectador 52.1



• Disyuntor de transferencia 52.T

• Seccionador a tierra 89.T1




También podemos visualizar los siguientes parámetros.

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• Frecuencia del sistema.

• Voltaje de barra de 69 KV

• Voltaje del primario del transformador

• Voltaje del secundario del transformador

• Potencia de trabajo del transformador




• Corriente de alimentador 1.



4.3.1.3 Funcionamiento de botones.

Los botones 89.1, 89.2, 89.3, 89.4, 89.5, 89.6, 89.7, 89.4.1, 89.5.1, 89.6.1, 89.7.T,

89T1, 89T2, 89t3 y 89T4funcionan de la siguiente manera:

Para activar se debe de dar clic izquierdo manteniendo el apuntador sobre el botón,

este al activarse debe de cambiar de color verde a color rojo, para desactivar se

debe dar clic derecho manteniendo el apuntador sobre el botón, este debe de

cambiar de color rojo a color verde.

Los botones 52.0, 52.1, 52.2, 52.3 y 52.T funcionan de la siguiente manera:

Estos son botones dobles por lo que para activar se debe de dar clic en la parte

verde del botón y para desactivar se debe de dar clic en la parte roja del botón.

4.3.1.4 Funcionamiento de la animación.

El primer paso para el funcionamiento es la activación de la barra 69 KV, luego de

esto podemos arrancar con la simulación de energización de los elementos del

sistema.

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En es sistema se tienen programados algunos interlocks que sirven para darle

seguridad al sistema, estos son los siguientes:

• Una vez activada la barra de 69 KV para poder activar el disyuntor

principal debemos de tener primeramente activados los seccionadores 89.1,

89.2 y 89.3. Para desactivar debemos realizar la misma secuencia.

• Una vez activada la barra de 13.8 KV para poder activar el reconectador

52.1 debemos de tener activado primero el seccionador 89.4. No podremos

desactivar el seccionador 89.4 sin primero desactivar el reconectador 52.1.

En caso de emergencia o de falla en el reconectador 52.1 podemos hacer

un by pass de este. Esto se realiza activando la barra de transferencia, para

ello tenemos que activar el seccionador 89.7 y 89.7.1, luego de esto

activamos el disyuntor 52.T. Una vez realizado esto activamos el

seccionador 89.4.1 y se activa el by pass.

Una vez desactivado el reconectador 52.1 no se podrá desactivar el

seccionador 89.4.1 ya que el seccionador no se puede desactivar sin carga.

Para desactivar el seccionador 89.4.1 debemos activar el reconectador 52.1

o sacar la carga desactivando la transferencia.











- 89 -















• Una vez activada la barra de 13.8 KV para poder activar el disyuntor de

transferencia 52.T se debe de tener cerrado los seccionadores 89.7 y

89.7.T. Nunca se podrán sacar los seccionadores si el disyuntor esta

activado.

• Para los seccionadores a tierra estos se pueden abrir o cerrar en cualquier

instante.

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4.3.2 Pantalla de estado de transformador.

Figura 4.3. Pantalla de estado del transformador.


En esta pantalla podemos visualizar lo siguiente:

• Estado del transformador (energizado o desenergizado).

• Potencia de trabajo del transformador.

• Temperatura del transformador.

• Nivel de aceite del transformador.

• Voltaje del primario del transformador.

• Voltaje del secundario del transformador.

• Corriente del primario del transformador.

• Corriente del secundario del transformador.

• Estado del sistema de refrigeración del transformador (encendido o

apagado).

4.3.2.1 Estado del transformador (energizado o desenergizado).

Este al iniciar la simulación estará de color rojo, esto nos indica que transformador

esta desenergizado, una vez que este activada la barra de 69 KV y se de la

- 91 -

activación del disyuntor principal el transformador se energizara y pasara de color

rojo a color verde.

4.3.2.2 Potencia de trabajo del transformador.

Esta nos mostrara la potencia total de trabajo del transformador en tiempo real.

4.3.2.3 Temperatura del transformador.

Este nos mostrara la temperatura de trabajo del transformador en tiempo real, esta

temperatura es ingresada por medio de un campo de entrada en el SCADA. Este

inicia con un valor de 25°C

4.3.2.4 Nivel de aceite del transformador.

Este nos mostrara el nivel de aceita el transformador en tiempo real, este nivel es

ingresado por medio de un campo de entrada en el SCADA. Este inicia con un

valor de 100%

4.3.2.5 Voltaje del primario del transformador.

Este nos mostrara el voltaje del primario del transformador en tiempo real, este

voltaje es ingresado por medio de un campo de entrada en el SCADA.

4.3.2.6 Voltaje del secundario del transformador.

Este nos muestra el voltaje del secundario del transformador en tiempo real, este

parámetro es calculado por el PLC tomando en cuenta las variables del voltaje de

barra de 69 KV y la relación de transformación.

- 92 -

4.3.2.7 Corriente del primario del transformador.

Este nos muestra la corriente del primario del transformador en tiempo real, este

parámetro es calculado por el PLC tomando en cuenta las variables del voltaje de

barra de 69 KV y la potencia de trabajo del transformador.

4.3.2.8 Corriente del secundario del transformador.

Este nos muestra la corriente del secundario del transformador en tiempo real, este

parámetro es calculado por el PLC tomando en cuenta las variables del voltaje del

secundario y la potencia de trabajo del transformador.

4.3.3 Pantalla de estado de disyuntor principal y reconectadores.

Figura 4.4 Pantalla de disyuntor principal y reconectadores


En esta pantalla podemos observar el estado del disyuntor principal así como

también el estado de los tres reconectadores del sistema.

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4.3.3.1 Visualización de estado de disyuntor principal.

Este permanecerá de color rojo mientras no este energizado, una vez que este esté

energizado cambiara a color verde.

4.3.3.1.1 Potencia medida en el disyuntor principal.

Este nos mostrará la potencia medida en el disyuntor principal, esta es calculada

por el PLC.

4.3.3.1.2 Voltaje medido en el disyuntor principal.

Este nos mostrará el voltaje medido en el disyuntor principal, esta es calculada

por el PLC.

4.3.3.1.3 Corriente medido en el disyuntor principal.

Este nos mostrara la corriente medida en el disyuntor principal, esta es calculada

por el PLC.

4.3.3.1.4 Temperatura medida en el disyuntor principal.

Este nos mostrará la temperatura en el disyuntor principal, esta es ingresada

mediante un campo de entrada en el sistema SCADA.

4.3.3.1.5 Presión de gas del disyuntor principal.

Este nos mostrará la presión del gas SF6 en el disyuntor principal, esta es

ingresada mediante un campo de entrada en el sistema SCADA.

- 94 -

4.3.3.2 Visualización de estado de reconectador 1.


energizado cambiará a color verde.

4.3.3.2.1 Potencia medida en el reconectador 1.


por el PLC.

4.3.3.2.2 Voltaje medido en el reconectador 1.


por el PLC.

4.3.3.2.3 Corriente medido en el reconectador 1.

Este nos mostrará la corriente medida en el disyuntor principal, esta es calculada

por el PLC.

4.3.3.2.4 Temperatura medida en el reconectador 1.



4.3.3.2.5 Presión de gas del reconectador 1.



- 95 -






por el PLC.



por el PLC.



por el PLC.







- 96 -






por el PLC.



por el PLC.



por el PLC.







4.3.3.5 Alarmas. Se podrán visualizar todas las alarmas que se describirán mas adelante en la

pantalla de alarmas que corresponden a los disyuntores y reconectadores.

- 97 -

4.3.4 Pantalla de parámetros de la subestación.

Figura 4.5 Pantalla de parámetros de la subestación.


En esta pantalla podremos visualizar los elementos de entrada que nos darán los

parámetros de de la subestación, estos parámetros son los siguientes:

4.3.4.1 Voltaje de barra de 69 KV.

Este campo de entrada esta configurado para que al activarse la barra de 69 KV

se active en un valor de 69 KV, el cual podrá ser variado por el operador del

sistema según su conveniencia en un rango de 68,5 KV hasta 70 KV.

4.3.4.2 Frecuencia del sistema.

Este campo de entrada esta configurado para que al activarse la barra de 69 KV

se active en un valor de 60 Hz, el cual podrá ser variado por el operador del

sistema según su conveniencia en un rango de 55 a 65 Hz.

- 98 -

4.3.4.3 Nivel de aceite del transformador principal.

Este campo de entrada esta configurado para mantenerse siempre activo en un

valor de 100% del nivel normal, el cual podrá ser variado por el operador del

sistema según su conveniencia en un rango de 0 a 100%.

4.3.4.4 Temperatura del transformador principal.


valor de 25°C, el cual podrá ser variado por el operador del sistema según su

conveniencia en un rango de 0 a 100 °C.

4.3.4.5 Relación de transformación del transformador.


valor de 5, el cual podrá ser variado por el operador del sistema según su

conveniencia en un rango de 4 a 6.

4.3.4.6 Potencia de alimentador 1.

Este campo de entrada esta configurado para que al activarse el reconectador 1 se

active en un valor de 0 MVA, el cual podrá ser variado por el operador del

sistema según su conveniencia en un rango de 0 a 10 MVA.





- 99 -





4.3.4.9 Presión de gas en disyuntor principal.


valor de 100% de su valor nominal, el cual podrá ser variado por el operador del


4.3.4.10 Presión de gas en reconectador 1.












- 100 -

4.3.4.13 Temperatura del disyuntor principal.




4.3.4.14 Temperatura del reconectador 1.












- 101 -

4.3.5 Pantalla de Simulación de fallas.

Figura 4.6 Pantalla de simulación de fallas.


En esta pantalla vamos a poder simular las siguientes fallas.

Falla de sobrecorriente en el transformador.

Falla de sobrecorriente en el alimentador 1.



4.3.5.1 Falla de sobre corriente en el transformador.

Esta falla se la simula moviendo el slider de falla diferencial ubicado en la

pantalla, esto hará que se inyecte corriente al secundario del transformador por lo

que tiene que actuar la protección diferencial del mismo.

En el mismo cuadro de esta falla podemos observar que existe una luz indicadora

de falla que parpadeara en caso de que se presente la falla, en este caso también

hemos colocado un boten de reset para esta falla.

- 102 -

4.3.5.2 Falla de sobre corriente en el alimentador 1.

Esta falla se la simula moviendo el slider de falla de sobrecorriente alimentador 1

ubicado en la pantalla, esto hará que se inyecte corriente al alimentador 1, por lo

que tiene que actuar la protección por sobrecorrinte del mismo.


de falla que parpadeará en caso de que se presente la falla, en este caso también

hemos colocado un boten de reset para esta falla y un botón de desbloqueo ya que

si la falla se da por 4 veces seguida se bloquea el reconectador del alimentador.

















- 103 -

4.3.6 Pantalla de Alarmas.

Figura 4.7. Pantalla de alarmas.


4.3.6.1 Alarma de protección diferencial del transformador.

Esta alarma se activa cuando la corriente del secundario del transformador rebasa

la corriente máxima para la cual esta seteada la alarma.

Al activarse esta alarma se desactiva el disyuntor 52.0

4.3.6.2 Alarma de nivel de aceite del transformador.

Esta alarma se activa cuando el nivel de aceite del transformador es menor al

80%. Este parámetro esta programado para que se active en 100%, este puede ser

regulado o simulado moviendo el slider de nivel de aceite del transformador

ubicado en la pantalla de parámetros de la subestación.

- 104 -

Antes de que la alarma actué se encenderá una alerta que puede ser visualizada en

la pantalla principal, esta alerta se activara cuando el nivel de aceite del

transformador sea menor al 90%.

Al activarse esta alarma se desactiva el disyuntor 52.0 4.3.6.3 Alarma de temperatura del transformador.

Esta alarma de activa cuando la temperatura en el transformador supera los 90°C.

Este parámetro esta programado para activarse en 25°C, este puede ser regulado

o simulado moviendo el slider de temperatura del transformador ubicado en la

pantalla de parámetros de la subestación.


la pantalla principal, esta alerta se activará cuando la temperatura del

transformador sea mayor a 80°C.

Al activarse esta alarma se desactiva el disyuntor 52.0. 4.3.6.4 Alarma de sobrecarga del transformador.

Esta alarma se activara cuando se rebase el valor de potencia máxima del

transformador que es de 25 MVA.


la pantalla principal, esta alerta se activara cuando la potencia del transformador

sea mayor a 24 MVA.

Al activarse esta alarma se desactiva el disyuntor 52.0.

- 105 -

4.3.6.5 Protección de sobre corriente alimentador 1.

Esta alarma es generada en la pantalla de simulación de fallas, se activa cuando la

corriente el alimentador 1 es mayor que la seteada como valor máximo.

Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 1, también se desactivara el

disyuntor de la barra de transferencia.

4.3.6.6 Protección de sobrecarga en alimentador 1.

Esta alarma se activa cuando la potencia para la que esta calculada el

reconectador es rebasada.

Antes de que la alarma actúe se mostrará en la pantalla principal y en la pantalla

de disyuntor y reconectadores una alerta.

Al activarse la alarma se desactiva el reconectador 1 y el disyuntor de la barra de

transferencia.

4.3.6.7 Alarma de temperatura del reconectador 1.

Esta alarma de activa cuando la temperatura del reconectador supera los 90°C.


o simulado moviendo el slider de temperatura del reconectador 1, ubicado en la



la pantalla principal, esta alerta se activara cuando la temperatura del

reconectador sea mayor a 80°C.

Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 1.

- 106 -

4.3.6.8 Alarma de presión del reconectador 1.

Esta alarma se activa cuando la presión en el reconectador 1 es menor a 80%,

este parámetro esta seteado en la pantalla de parámetros de la subestación en

100%, este puede ser modificado por medio del slider de presión de

Alimentador 1.



Al activarse la alarma se desactiva el reconectador 1. 4.3.6.9 Protección de sobre corriente alimentador 2.



Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 2, también se desactivara el








transferencia.

- 107 -









Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 2. 4.3.6.12 Alarma de presión del reconectador 2.




Alimentador 2.

Antes de que la alarma actúe se mostrara en la pantalla principal y en la pantalla


Al activarse la alarma se desactiva el reconectador 2. 4.3.6.13 Protección de sobre corriente alimentador 3.



Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 3, también se desactivará el


- 108 -







transferencia.







la pantalla principal, esta alerta se activara cuando la temperatura del


Al activarse esta alarma se desactiva el reconectador 3. 4.3.6.16 Alarma de presión del reconectador 3.




alimentador 3.

- 109 -

Antes de que la alarma actúe se mostrara en la pantalla principal y en la pantalla


Al activarse la alarma se desactiva el reconectador 3.

4.3.6.17 Alarma de temperatura del disyuntor 52.0.

Esta alarma de activa cuando la temperatura del disyuntor supera los 90°C. Este

parámetro esta programado para activarse en 25°C, este puede ser regulado o

simulado moviendo el slider de temperatura del disyuntor ubicado en la pantalla

de parámetros de la subestación.

Antes de que la alarma actúe se encenderá una alerta que puede ser visualizada en



Al activarse esta alarma se desactiva el disyuntor 52.0

4.3.6.18 Alarma de presión del disyuntor 52.0.

Esta alarma se activa cuando la presión en el disyuntor 52.0 menor a 80%, este

parámetro esta seteado en la pantalla de parámetros de la subestación en 100%,

este puede ser modificado por medio del slider de presión de disyuntor.



Al activarse la alarma se desactiva el disyuntor 52.0. 4.3.6.19 Alarma de bajo voltaje.

Esta alarma se activa cuando el voltaje del secundario este por debajo de los

límites seteados, al arrancar el sistema este esta en 13800 V, este se puede variar

- 110 -

haciendo variar el voltaje de entrada del sistema, es decir con el slider de 69000

V ubicado en la pantalla de parámetros de la subestación.

Antes de que se active la alarma se activará una alerta para que el operador pueda

tomar las medidas necesarias para solucionar el problema.

Al activarse la alarma se desactivara el disyuntor 52.0.

4.3.6.20 Alarma de alto voltaje.

Esta alarma se activa cuando el voltaje del secundario esta por arriba de los

limites seteados, al arrancar el sistema este esta en 13800 V, este se puede variar

haciendo variar el voltaje de entrada del sistema, es decir con el slider de 69000

V ubicado en la pantalla de parámetros de la subestación.

Antes de que se active la alarma se activara una alerta para que el operador pueda

tomar las medidas necesarias para solucionar el problema.

Al activarse la alarma se desactivara el disyuntor 52.0.

4.3.6.21 Alarma de baja frecuencia.

Esta alarma se activará cuando la frecuencia del sistema este por debajo de los

limites seteados. La frecuencia se puede variar desde el slider de frecuencia


Antes de que actúe la alarma se activara una alerta de baja frecuencia para que el

operador tome las medidas de caso.

Al activarse la alarma se desactivará el disyuntor 52.0.

- 111 -

4.3.6.22 Alarma de alta frecuencia.

Esta alarma se activara cuando la frecuencia del sistema este por arriba de los

limites seteados. La frecuencia se puede variar desde el slider de frecuencia


Antes de que actúe la alarma se activara una alerta de baja frecuencia para que el

operador tome las medidas de caso.

Al activarse la alarma se desactivará el disyuntor 52.0.

4.3.7 Pantalla de reset de alertas y alarmas.

Figura 4.8 Pantalla de reset de alertas y alarmas.


En esta pantalla vamos a poder realizar el reset de todas las alertas y alarmas que

hemos citado en la sección anterior de alarmas después de haber despejado las

respectivas fallas que se presenten.

- 112 -

En esta pantalla también podremos observar el indicador de que si se esta

presentando una alarma o una falla en determinado sector ya que cuenta con

indicadores que parpadean en caso de que estas se presenten.

- 113 -

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

En este material se ha tratado de hacer lo mas fácil posible de detallar el

funcionamiento de la simulación que se ha realizado para que esta pueda ser utilizado

por cualquier persona (operador del sistema).

Hemos tratado de simular de la mejor manera los tipos de fallas y las protecciones

para las mismas ya que todo se realiza virtualmente desde las pantallas del SCADA,

por ese motivo es que se utilizó una red servidor cliente, para que en el servidor se

puedan realizar las simulaciones de carga y/o fallas y en el servidor el operador

pueda tomar las medidas respectivas para que no la subestación no salga de servicio.

Se ha tratado de realizar las pantallas de la manera mas real posible, tal y como se

utilizaría en un entorno verdadero de automatización de una subestación de

distribución.

Como base para nuestra subestación hemos tomado referencia de las subestaciones

de distribución de la Empresa Eléctrica de Guayaquil, en forma especial de la

subestación Mapasingue.

Para esta simulación como hemos descrito en el capítulo 4 se han utilizado un PLC,

en la vida cotidiana el elemento que se utiliza para este tipo de automatizaciones es

un DEI.

Como vemos en el proyecto se ha realizado una simulación de una subestación de

con configuración barra principal y barra de transferencia, esta cuenta con tres

alimentadores, este tipo de configuración de barra y la cantidad de alimentadores son

- 114 -

las configuraciones mas usadas por las subestaciones de distribución en la ciudad de

Guayaquil.

Las protecciones se han simulado de una manera didáctica ya que en la vida real los

aparatos que se utilizan para esto envían las señales directamente al sistema SCADA

y este lo que hace es ejecutarlas.

Se ha realizado una pantalla de reset de alarmas y alertas con el fin de que el cliente

pueda operar de mejor manera el sistema, como habíamos mencionado antes este

proyecto se realizo con una configuración Servidor-Cliente para que el servidor

manipule los parámetros del sistema.

- 115 -

BIBLIOGRAFÍA.

• ENRÍQUEZ HARPER GILBERTO, Elementos de Diseño de Subestaciones

Eléctricas, Nº Edición : 2, Editorial : Limusa, País de Publicación : México,

Fecha de Publicación : 01/09/2002, Nº Volúmenes : 1.

• ALVEAR, Edmundo “Modulo de Subestaciones”, Seminario de Graduación,

Guayaquil, Noviembre 2009

• GUIRADO, RAFAEL, y otros, Manual de Ingeniería Eléctrica; Editorial

McGraw-Hill, Fecha de Publicación : 01/09/2002, Nº Volúmenes : 1.

• Direcciones de Internet

• http://support.automation.siemens.com

• www.conelec.com

• www.eeee.org

- 116 -

ANEXOS

LISTADO DE TAGS Y PARÁMETROS

UTILIZADOS EN LA PROGRAMACIÓN

CON EL SOFTWARE WINCC (SCADA)

FUENTE: LOS AUTORES

WinCC™ Control Center - CS

\\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mc

Copyright (c) 1994-2008 by SIEMENS AG

ComputerINGENIERIA Computer Type Server

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Tag Management Parameters internal tag@area5 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@area6 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@area7 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@area8 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@area9 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@area10 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@area11 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@area12 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@area13 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@area14 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@area15 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@area16 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@ActualPicture1 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@ActualPicture2 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@ActualPicture3 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@ActualPicture4 Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@Signal1 Data Type Bit value Group Horn Parameters internal tag Start value 0@Signal2 Data Type Bit value Group Horn Parameters internal tag Start value 0@Signal3 Data Type Bit value Group Horn




Tag Management Parameters internal tag Start value 0@SignalInput1 Data Type Bit value Group Horn Parameters internal tag Start value 0@SignalInput2 Data Type Bit value Group Horn Parameters internal tag Start value 0@SignalInput3 Data Type Bit value Group Horn Parameters internal tag Start value 0@HornReset Data Type Bit value Group Horn Parameters internal tag Start value 0@Level Data Type 16-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@LevelAlarm Data Type Bit value Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@PTMChangedFlag Data Type 16-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@PTMChangedWebFlag Data Type 16-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@PTMChangedFlagInt Data Type 16-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@AlarmTest Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@CurrentLanguage Data Type 32-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@ConfigExist Data Type 32-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@CheckOpen Data Type 32-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@PrintJobAsync Data Type 16-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@OPCServer_WinCC Data Type 32-Bit unsigned Group LBM




Tag Management Parameters internal tag Start value 65537@LBMRTConfigState Data Type 32-Bit unsigned Group LBM Parameters internal tag Start value 65537@TTChangedFlag Data Type 16-Bit unsigned Group TagTable Parameters internal tag Start value 0@AssetFaceplatePrintFile Data Type Text 8-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@AssetFaceplateAlarmSelection Data Type Text 8-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@SAM_Replication Data Type 32-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@MarkingMSClient Data Type Bit value Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@DiagRTServerCycleTime Data Type 32-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 7@SAMExportRunning Data Type 32-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@EmergencyWatchTag Data Type Bit value Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 0@RedundancyWatchState Data Type 32-Bit unsigned Group Split Screen Manager Parameters internal tag Start value 1.05269e+007@RedundancyWatchDescription Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@LastCurrentUser Data Type Text 16-Bit Group Split Screen Manager Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview Data Type Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.EventState Data Type 32-Bit unsigned Group Diagnostics Parameters internal tag Start value 65535@DIAG_AS_Overview.MaintenanceState Data Type 32-Bit unsigned Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.HostName Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.HwVersion Data Type Text 8-Bit




Tag Management Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.SwVersion Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.ProductName Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.Manufacturer Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.SystemVersion Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.SerialNumber Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.SwDate Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.&ipAddress() Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.sysLocation Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_AS_Overview.AlarmServer Data Type Text 8-Bit Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview Data Type Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.EventState Data Type 32-Bit unsigned Group Diagnostics Parameters internal tag Start value 65535@DIAG_PC_Overview.MaintenanceState Data Type 32-Bit unsigned Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.HostName Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.HwVersion Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.SwVersion Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.ProductName Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.Manufacturer Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.SystemVersion Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.SerialNumber Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.SwDate Data Type Text 8-Bit




Tag Management Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.&ipAddress() Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.sysLocation Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_PC_Overview.AlarmServer Data Type Text 8-Bit Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview Data Type Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.EventState Data Type 32-Bit unsigned Group Diagnostics Parameters internal tag Start value 65535@DIAG_Net_Overview.MaintenanceState Data Type 32-Bit unsigned Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.HostName Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.HwVersion Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.SwVersion Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.ProductName Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.Manufacturer Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.SystemVersion Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.SerialNumber Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.SwDate Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.&ipAddress() Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.sysLocation Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_Net_Overview.AlarmServer Data Type Text 8-Bit Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview Data Type Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.EventState Data Type 32-Bit unsigned Group Diagnostics Parameters internal tag Start value 65535@DIAG_USER_Overview.MaintenanceState Data Type 32-Bit unsigned Group Diagnostics




Tag Management Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.HostName Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.HwVersion Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.SwVersion Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.ProductName Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.Manufacturer Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.SystemVersion Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.SerialNumber Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.SwDate Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.&ipAddress() Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.sysLocation Data Type Text 8-Bit Group Diagnostics Parameters internal tag@DIAG_USER_Overview.AlarmServer Data Type Text 8-Bit Parameters internal tag@ALARMAS Data Type 32-Bit signed Group Group Signals Parameters internal tag Start value 65535@DISYUNTOR Data Type 32-Bit signed Group Group Signals Parameters internal tag Start value 65535@PARAMETROS DE SUBESTACION Data Type 32-Bit signed Group Group Signals Parameters internal tag Start value 65535@PRINCIPAL Data Type 32-Bit signed Group Group Signals Parameters internal tag Start value 65535@SIMULACION DE FALLAS Data Type 32-Bit signed Group Group Signals Parameters internal tag Start value 65535@TRANSFORMADOR Data Type 32-Bit signed Group Group Signals Parameters internal tag Start value 6553552T Data Type Bit value Parameters M34.0




Tag Management Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPI69K_1 Data Type Bit value Parameters M30.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPI891 Data Type Bit value Parameters M30.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPI892 Data Type Bit value Parameters M30.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPICORRIENTEALIMENTADOR1 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD32 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPICORRIENTEALIMENTADOR2 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD36 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPICORRIENTEALIMENTADOR3 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD40 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPICORRIENTEENELPRIMARIO Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD24 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPICORRIENTETRAFOSECUNDARIA Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD28 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPID520 Data Type Bit value Parameters M31.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO520 Data Type Bit value Parameters M31.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO52T Data Type Bit value Parameters M34.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIestado891 Data Type Bit value




Tag Management Parameters M30.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO892 Data Type Bit value Parameters M30.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO893 Data Type Bit value Parameters M30.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO894 Data Type Bit value Parameters M32.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO8941 Data Type Bit value Parameters M33.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO895 Data Type Bit value Parameters M32.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO8951 Data Type Bit value Parameters M33.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO896 Data Type Bit value Parameters M32.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO8961 Data Type Bit value Parameters M33.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO897 Data Type Bit value Parameters M32.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO897T Data Type Bit value Parameters M33.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOALIMENTADOR2 Data Type Bit value Parameters M37.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPI




Tag ManagementESTADOALIMENTADOR3 Data Type Bit value Parameters M39.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOBARRTRANSF Data Type Bit value Parameters M35.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADODEALIMENTADOR1 Data Type Bit value Parameters M36.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADODEBARRA Data Type Bit value Parameters M30.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOPRUEBA Data Type Bit value Parameters M90.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADORECONECTADOR3 Data Type Bit value Parameters M38.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADORECONECTADOR521 Data Type Bit value Parameters M34.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADORECONECTADOR522 Data Type Bit value Parameters M36.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOSECTOR1 Data Type Bit value Parameters M60.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOSECTOR2 Data Type Bit value Parameters M35.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOSECTOR3 Data Type Bit value Parameters M60.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOSECTOR894 Data Type Bit value Parameters M60.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE




Tag Management Channel unit MPIESTADOSECTOR895 Data Type Bit value Parameters M60.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOSECTOR896 Data Type Bit value Parameters M60.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADTRANSFER1 Data Type Bit value Parameters M35.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADTRANSFER2 Data Type Bit value Parameters M36.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIFALLAALIMENTADOR2 Data Type Bit value Parameters M37.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIFALLADEALIMENTADOR1 Data Type Bit value Parameters M34.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIFRECUENCIADESISTEMA Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD52 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINTERLOCK8951 Data Type Bit value Parameters M37.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINTERLOCKRECONEC522 Data Type Bit value Parameters M37.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINTERLOCKRECONEC523 Data Type Bit value Parameters M39.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINTLOCK894 Data Type Bit value Parameters M36.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINTLOCK8941 Data Type Bit value Parameters M36.3 Connection PLC




Tag Management Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINTLOCK895 Data Type Bit value Parameters M36.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINTLOCK896 Data Type Bit value Parameters M38.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINTLOCK8961 Data Type Bit value Parameters M38.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINTLOCKDISY52T Data Type Bit value Parameters M35.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINTLOCKRECONECT521 Data Type Bit value Parameters M36.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPINewTag Data Type Bit value Parameters A124.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPINewTag_1 Data Type Bit value Parameters M20.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPINIVELDEACEITEDETRANSFORMADOR Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD48 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIOFF_distunt_521 Data Type Bit value Parameters M61.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIOFFdisyunt522 Data Type Bit value Parameters M61.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIOFFdisyunt523 Data Type Bit value Parameters M61.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIPOTENCIAALIMENTADOR1 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD8




Tag Management Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIPOTENCIAALIMENTADOR21 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD12 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIPOTENCIAALIMENTADOR31 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD16 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIPOTENCIATOTALDELTRAFO Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD20 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIPRESIONDISYUNTOR520 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD60 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIPRESIONRECONECTADOR1 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD68 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIPRESIONRECONECTADOR2 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD76 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIPRESIONRECONECTADOR3 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD84 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIPRUEBA Data Type Bit value Parameters M90.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRECONECTADOR3 Data Type Bit value Parameters M38.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRECONECTADOR521 Data Type Bit value Parameters M34.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRECONECTADOR522 Data Type Bit value Parameters M37.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRELACIONTRANSFORMACION Data Type 32-Bit IEEE 754




Tag Management Parameters DB1,DD96 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS893 Data Type Bit value Parameters M30.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS894 Data Type Bit value Parameters M32.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS8941 Data Type Bit value Parameters M33.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS895 Data Type Bit value Parameters M32.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS8951 Data Type Bit value Parameters M33.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS896 Data Type Bit value Parameters M32.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS8961 Data Type Bit value Parameters M33.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS897 Data Type Bit value Parameters M32.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS897T Data Type Bit value Parameters M33.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPITEMPERATURADETRAFO Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD44 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPITEMPERATURADISYUNTOR520 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD56 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPI




Tag ManagementTEMPERATURARECONECTADOR1 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD64 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPITEMPERATURARECONECTADOR2 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD72 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPITEMPERATURARECONECTADOR3 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD80 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIventiladores Data Type Bit value Parameters M62.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIVOLTAJEDEBARRA69KV1 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIvoltajedesecundario Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIVOLTAJESALIDAALIMENTADOR1 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD100 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIVOLTAJESALIDAALIMENTADOR2 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD104 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIVOLTAJESALIDAALIMENTADOR3 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD108 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALARMAS1 Data Type 8-Bit unsigned Group ALARMAS Parameters DB3,DBB0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESET_ALARMAS1 Data Type 8-Bit unsigned Group RESETALARMAS Parameters DB3,DBB20 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPI69K Data Type Bit value Group PRINCIPAL




Tag Management Parameters internal tagSECCIONADOR1 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tagSECCIONADOR2 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag893 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag894 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag895 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag896 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag897 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag8941 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag8951 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag8961 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag8971 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag520 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag521 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag522 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tag523 Data Type Bit value Group PRINCIPAL Parameters internal tagVOLTAJEBARRA69KV Data Type 32-Bit unsigned Group PRINCIPAL Parameters internal tagINTERLOCKD520 Data Type Bit value Parameters M35.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIalarma1 Data Type Bit value Parameters DB3,D0.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPI




Tag ManagementS89T1 Data Type Bit value Parameters M24.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS89T2 Data Type Bit value Parameters M24.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS89T3 Data Type Bit value Parameters M24.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS89T4 Data Type Bit value Parameters M24.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOS89T1 Data Type Bit value Parameters M24.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOS89T3 Data Type Bit value Parameters M24.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOS89T2 Data Type Bit value Parameters M24.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOS89T4 Data Type Bit value Parameters M24.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOFINAS89T1 Data Type Bit value Parameters M25.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOFINALS89T2 Data Type Bit value Parameters M25.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOFINALS89T3 Data Type Bit value Parameters M25.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOFINALS89T4 Data Type Bit value Parameters M25.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE




Tag Management Channel unit MPIALARMADENIVELDEACEITETRAFO Data Type Bit value Parameters M58.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALARMAENPRESIONDEDISYUNTOR520 Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M58.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPI@SFCDeltaLoaded Data Type 8-Bit unsigned Parameters internal tag Start value 0@DeltaCompiled Data Type 8-Bit unsigned Parameters internal tag Start value 0@IM_Prefix Data Type Text 8-Bit Parameters internal tag Start value 0@Step7DefaultLanguage Data Type 32-Bit unsigned Parameters internal tag Start value 7S7$Program(1)#RawEvent Data Type Raw Data Parameters RAW_EVENT Connection S7$Program(1) Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIS7$Program(1)#RawArchiv Data Type Raw Data Parameters RAW_ARCHIVE Connection S7$Program(1) Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIA Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIABC Data Type 32-Bit IEEE 754 Group ALARMAS Parameters DB1,DD112 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIABCD Data Type 32-Bit IEEE 754 Group ALARMAS Parameters DB1,DD116 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORDEALARMATRAFO Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M58.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESET_DIF_TRANS Data Type Bit value




Tag Management Group RESETALARMAS Parameters M58.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIOFFDISY520 Data Type Bit value Parameters M58.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPISUMAPARAFALLAALIMENTADOR1 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD124 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPICORRIENTEDESALIDAALIMENTADOR1 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters DB1,DD128 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETsobrealim1 Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M59.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIDESBLOQUEODEALIMENTADOR1 Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M59.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPICORRIENTEDESALIDAALIMENTADOR2 Data Type 32-Bit IEEE 754 Group ALARMAS Parameters DB1,DD136 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPISUMAPARAFALLAALIMENTADOR2 Data Type 32-Bit IEEE 754 Group ALARMAS Parameters DB1,DD132 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORDEALARMASOBRECORRIENT Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M37.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORDEALARMASOBRECORRIENT Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M34.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIDESBLOQUEODEALIMENTADOR2 Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M58.3




Tag Management Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETSOBRECORRIENTEALIMENTADOR Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M59.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPISUMAPARAFALLAALIMENTADOR3 Data Type 32-Bit IEEE 754 Group ALARMAS Parameters DB1,DD140 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPICORRIENTEDESALIDAALIMENTADOR3 Data Type 32-Bit IEEE 754 Group ALARMAS Parameters DB1,DD144 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORDEALARMASOBRECORRIENT Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M38.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETSOBRECORRIENTEALIMENTADOR Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M59.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIDESBLOQUEOALIMENTADOR3 Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M59.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIFALLASOBRECORRIENTEALIMENTADOR Data Type Bit value Parameters M38.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORALARMADETEMPERATURATR Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M60.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMATEMPERATURADETRAFO Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M60.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORALARMANIVELACEITETRAFO Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M62.4




Tag Management Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMADENIVELACEITETRAFO Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M62.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTADEACEITETRAFO Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M63.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTANIVELDEACEITE Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M63.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTATEMPERATURATRAFO Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M63.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTATEMPERATURATRAFO Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M63.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIÎNDICADORDEALARMATEMPERATURARE Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M63.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETDEALARMATEMPERATURARECON Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M63.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTATEMPERATURARECONECTADOR Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M63.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETDEALARTATEMPERATURARECON Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M63.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTAPRESIONBAJARECONECTADOR1 Data Type Bit value Group ALERTAS




Tag Management Parameters M68.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORDEPRESIONBAJAALIMENTAD Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M68.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETDEALARMAPRESIONBAJAALIMENTData Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M68.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTAPRESIONBAJAALIMENTAD Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M68.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARTASOBRECARGAALIMENTAD Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M68.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTASOBRECARGAALIMENTADOR1 Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M68.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETDEALARMASOBRECARGAALIMEN Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M68.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORDEALARMASOBRECARGAALI Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M68.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORDEALARMATEMPERATURARE Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M69.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMATEMPERATURARECONEC Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M69.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTATEMPERATURARECONECTADOR Data Type Bit value




Tag Management Group ALERTAS Parameters M69.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALAERTATEMPERATURARECONE Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M69.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMAPRESIONALIMENTADOR2 Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M69.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORALARMAPRESIONBAJAALIME Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M69.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTAPRESIONBAJAALIMENTAD Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M69.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALAERTAPRESIONBAJAALIMENTADOR2 Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M69.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTASOBRECARGAALIMENTADOR2 Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M91.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETDEALERTASOBRECARGAALIMENT Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M91.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORDEALARMASOBRECARGAALI Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M91.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETDEALARMASOBRECARGAALIMEN Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M91.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPI




Tag ManagementALERTATEMPERATURAALIMENTADOR3 Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M91.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTATEMPERATURAALIMENTA Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M91.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORALARMATEMPERATURAALIM Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M91.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMATEMPERATURAALIMENTA Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M91.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTAPRESIONBAJARECONECTADOR3 Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M25.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTAPRESIONBAJARECONECT Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M25.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORALARMAPRESIONBAJARECO Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M25.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMAPRESIONBAJARECONECT Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M25.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTASOBRECRAGAALIMENTADOR3 Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M31.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTASOBRECARGAALIMENTAD Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M31.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE




Tag Management Channel unit MPIINDICADORSOBRECARGAALIMENTADOR Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M31.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMASOBRECARGAALIMENTADData Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M31.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTASOBRECARGATRAFO Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M39.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTASOBRECARGATRAFO Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M39.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORALARMASOBRECARGATRAFOData Type Bit value Group ALARMAS Parameters M39.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMASOBRECARGATRAFO Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M39.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTATEMPERATURADISYUNTOR520 Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M90.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTATEMPERATURADISYUNTO Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M90.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORALARMATEMPERATURADISY Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M90.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMATEMPEARATURADISYUNT Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M90.6 Connection PLC




Tag Management Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALAERTAPRESIONDISYUNTOR520 Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M108.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTAPRESIONDISYUNTOR520 Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M108.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORALARMAPRESIONDISYUNTORData Type Bit value Group ALARMAS Parameters M108.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMAPRESIONDISYUNTOR520 Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M108.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO8941B Data Type Bit value Parameters M31.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO8951B Data Type Bit value Parameters M31.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADO8961B Data Type Bit value Parameters M35.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOSECTOR896A Data Type Bit value Parameters M58.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOS895A Data Type Bit value Parameters M59.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIESTADOS894A Data Type Bit value Parameters M59.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIz Data Type Bit value Parameters M62.7 Connection PLC




Tag Management Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTABAJOVOLTAJE138 Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M108.4 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTABAJOVOLTAJE138 Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M108.5 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALARMABAJOVOLTAJE138 Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M108.6 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMA138 Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M108.7 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIALERTAALTOVOLTAJE138 Data Type Bit value Group ALERTAS Parameters M109.0 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALERTAALTOVOLTAJE138 Data Type Bit value Group RESETALERTAS Parameters M109.1 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIINDICADORALARMAALTOVOLTAJE138 Data Type Bit value Group ALARMAS Parameters M109.2 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIRESETALARMAALTOVOLTAJE138 Data Type Bit value Group RESETALARMAS Parameters M109.3 Connection PLC Channel SIMATIC S7 PROTOCOL SUITE Channel unit MPIPRINCIPAL_Servidor::@CurrentUser Data Type Text 16-Bit Parameters internal tagPRINCIPAL_Servidor::@DeltaLoaded Data Type 32-Bit unsigned Parameters internal tagPRINCIPAL_Servidor::@LocalMachineName Data Type Text 8-Bit Parameters internal tagPRINCIPAL_Servidor::@ConnectedRTClient Data Type 16-Bit unsigned Parameters internal tagPRINCIPAL_Servidor::@RedundantServerS Data Type 16-Bit unsigned




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Tag Management Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::CORRIENTEALIMEN Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::CORRIENTEALIMEN Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::CORRIENTEENELPR Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::CORRIENTETRAFOS Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::D520 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO520 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO52T Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::estado891 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO892 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO893 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO894 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO8941 Data Type Bit value




Tag Management Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO895 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO8951 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO896 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO8961 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO897 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADO897T Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOALIMENTAD Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOALIMENTAD Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOBARRTRAN Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADODEALIMENT Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADODEBARRA Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unit




Tag ManagementPRINCIPAL_Servidor::ESTADOPRUEBA Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADORECONECT Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADORECONECT Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADORECONECT Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR1 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR2 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR3 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR894 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR895 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOSECTOR896 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADTRANSFER1 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADTRANSFER2 Data Type Bit value Parameters Connection Channel




Tag Management Channel unitPRINCIPAL_Servidor::FALLAALIMENTADO Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::FALLADEALIMENTA Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::FRECUENCIADESIS Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::INTERLOCK8951 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::INTERLOCKRECONEData Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::INTERLOCKRECONEData Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::INTLOCK894 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::INTLOCK8941 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::INTLOCK895 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::INTLOCK896 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::INTLOCK8961 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::INTLOCKDISY52T Data Type Bit value Parameters Connection




Tag Management Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::INTLOCKRECONECT Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::NewTag Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::NewTag_1 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::NIVELDEACEITEDET Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::OFF_distunt_521 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::OFFdisyunt522 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::OFFdisyunt523 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::POTENCIAALIMENTAData Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::POTENCIAALIMENTAData Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::POTENCIAALIMENTAData Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::POTENCIATOTALDE Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::PRESIONDISYUNTO Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters




Tag Management Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::PRESIONRECONEC Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::PRESIONRECONEC Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::PRESIONRECONEC Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::PRUEBA Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::RECONECTADOR3 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::RECONECTADOR52 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::RECONECTADOR52 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::RELACIONTRANSFO Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S893 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S894 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S8941 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S895 Data Type Bit value




Tag Management Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S8951 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S896 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S8961 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S897 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S897T Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::TEMPERATURADET Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::TEMPERATURADISY Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::TEMPERATURAREC Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::TEMPERATURAREC Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::TEMPERATURAREC Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ventiladores Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unit




Tag ManagementPRINCIPAL_Servidor::VOLTAJEDEBARRA6 Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::voltajedesecundario Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::VOLTAJESALIDAALI Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::VOLTAJESALIDAALI Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::VOLTAJESALIDAALI Data Type 32-Bit IEEE 754 Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::INTERLOCKD520 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::alarma1 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S89T1 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S89T2 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S89T3 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S89T4 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOS89T1 Data Type Bit value Parameters Connection Channel




3/1/2010 9:41:42 AM

Layout: @MCPCS_DEU.RPL \\INGENIERIA\WinCC_Project_Servidor\Servidor.mcp

Page 42 / 43

Tag Management Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOS89T3 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOS89T2 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOS89T4 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOFINAS89T1 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOFINALS89T2 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOFINALS89T3 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ESTADOFINALS89T4 Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ALARMADENIVELDE Data Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ALARMAENPRESIONData Type Bit value Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::ALARMAS1 Data Type 8-Bit unsigned Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::RESET_ALARMAS1 Data Type 8-Bit unsigned Parameters Connection Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S7$Program(1)#RawEData Type Raw Data Parameters Connection




Tag Management Channel Channel unitPRINCIPAL_Servidor::S7$Program(1)#RawAData Type Raw Data Parameters Connection Channel Channel unit

ConnectionsPLC Unit MPI Parameters MPI,2 0,,0,2,02S7$Program(1) Unit MPI Parameters MPI,2 0,,0,2,02

ANEXO DE PROGRAMACIÓN EN

EL PLC S7-300

FUENTE: LOS AUTORES

DB1 - <offline> - Declaration view"datos_valores_analogicos" Global data block DB 1Name: Family:Author: Version: 0.1

Block version: 2Time stamp Code:

Interface:02/27/2010 09:43:53 AM02/27/2010 09:43:53 AM

Lengths (block/logic/data): 00378 00148 00000

Block: DB1

Address Name Type Initial value Comment 0.0 STRUCT +0.0 VOLTAJE_69KV REAL 6.900000e+004 +4.0 VOLTAJE_SECUNDARIO REAL 0.000000e+000 +8.0 POTENCIAalim1 REAL 1.000000e+000 +12.0 potenciaalim2 REAL 1.000000e+000 +16.0 potenciaalim3 REAL 1.000000e+000 +20.0 potenciatotal REAL 0.000000e+000 +24.0 corrienteprimario REAL 0.000000e+000 +28.0 corrientesecundario REAL 0.000000e+000 +32.0 corrientealimentador1 REAL 0.000000e+000 +36.0 corrientealimentador2 REAL 0.000000e+000 +40.0 corrientealimentador3 REAL 0.000000e+000 +44.0 temperaturatransformador REAL 2.500000e+001 +48.0 nivelaceitetransf REAL 1.000000e+002 +52.0 frecuenciasistema REAL 0.000000e+000 +56.0 temperaturadisyuntor520 REAL 2.500000e+001 +60.0 presiondisyuntor520 REAL 1.000000e+002 +64.0 temperaturadisyuntor521 REAL 2.500000e+001 +68.0 presiondisyuntor521 REAL 1.000000e+002 +72.0 temperaturadisyuntor522 REAL 2.500000e+001 +76.0 presiondisyuntor522 REAL 1.000000e+002 +80.0 temperaturadisyuntor523 REAL 2.500000e+001 +84.0 presiondisyuntor523 REAL 1.000000e+002 +88.0 temperaturadisyuntor52t REAL 2.500000e+001 +92.0 presiondisyuntor52t REAL 1.000000e+002 +96.0 relaciontransformacion REAL 5.000000e+000 +100.0 VOLTAJESALIDAALIMEN1 REAL 0.000000e+000 +104.0 VOLTAJESALIDAALIMEN2 REAL 0.000000e+000 +108.0 VOLTAJESALIDAALIMEN3 REAL 0.000000e+000 +112.0 PRUEBADECORRIENTEFALLA REAL 0.000000e+000 +116.0 SUMADECORRIENTEFALLA REAL 0.000000e+000 +120.0 TOLERANCIADECORRIENTESEC REAL 0.000000e+000 +124.0 SUMAPARAFALLAALIMENTA1 REAL 0.000000e+000 +128.0 TOTALFAALLAALIMTADOR1 REAL 0.000000e+000 +132.0 SUMAPARAFALLAALIMENTA2 REAL 0.000000e+000 +136.0 TOTALFAALLAALIMTADOR2 REAL 0.000000e+000 +140.0 SUMAPARAFALLAALIMENTA3 REAL 0.000000e+000 +144.0 TOTALFAALLAALIMTADOR3 REAL 0.000000e+000=148.0 END_STRUCT

OB100 - <offline>"COMPLETE RESTART" Complete RestartName: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/26/2010 08:00:29 AM02/15/1996 04:51:10 PM


Name Data Type Address Comment

TEMP 0.0

OB100_EV_CLASS Byte 0.016#13, Event class 1, Entering event state, Event logged in diagnostic buffer

OB100_STRTUP Byte 1.0 16#81/82/83/84 Method of startup

OB100_PRIORITY Byte 2.0 Priority of OB Execution

OB100_OB_NUMBR Byte 3.0 100 (Organization block 100, OB100)

OB100_RESERVED_1 Byte 4.0 Reserved for system

OB100_RESERVED_2 Byte 5.0 Reserved for system

OB100_STOP Word 6.0Event that caused CPU to stop (16#4xxx)

OB100_STRT_INFO DWord 8.0 Information on how system started

OB100_DATE_TIME Date_And_Time 12.0 Date and time OB100 started

Block: OB100 "Complete Restart"

Network: 1

L 1.000000e+002 T "datos_valores_analogicos".nivelaceitetransf DB1.DBD48

Network: 2

Network: 3

L 1.000000e+002 T "datos_valores_analogicos".presiondisyuntor520 DB1.DBD60

Network: 4


Network: 5


Network: 6


Network: 7


Network: 8

L 2.500000e+001 T "datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor521 DB1.DBD64

Network: 9


Network: 10


Network: 11


Network: 12

L 1.000000e+000 T "datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1 DB1.DBD8

Network: 13

L 1.000000e+000 T "datos_valores_analogicos".potenciaalim2 DB1.DBD12

Network: 14

L 1.000000e+001 T "datos_valores_analogicos".potenciaalim3 DB1.DBD16

Network: 15

L 1.000000e+001 T "POTENCIA_alim_1" MD0

OB1 - <offline>"" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/26/2010 08:08:22 PM02/15/1996 04:51:12 PM



TEMP 0.0

TEMP0 Byte 0.0

TEMP1 Byte 1.0

TEMP2 Byte 2.0

TEMP3 Byte 3.0

TEMP4 Byte 4.0

TEMP5 Byte 5.0

TEMP6 Int 6.0

TEMP7 Int 8.0

TEMP8 Int 10.0

TEMP9 Date_And_Time 12.0

Block: OB1

Network: 1

"BARRA PRINCIPAL 13.8KV"EN ENO

Symbol informationFC1 BARRA PRINCIPAL 13.8KV

Network: 2

"BARRA TRANSFERENCIA"EN ENO

Symbol informationFC2 BARRA TRANSFERENCIA

Network: 3

"RECONECTADOR 52.1"EN ENO

Symbol informationFC3 RECONECTADOR 52.1

Network: 4 RECONECTADOR Y SECCIONADORES DE RAMAL 2



Network: 5 RECONECTADOR Y SECCIONADORES DE RAMAL 3



Network: 6

"VALORES BARRAS"

EN ENO

Symbol informationFC10 VALORES BARRAS

Network: 7

"VALORES ALIMENT 1"EN ENO

Symbol informationFC11 VALORES ALIMENT 1

Network: 8



Network: 9



Network: 10

"VENTILADORES"EN ENO

Symbol informationFC14 VENTILADORES

Network: 11

"ALARMAS"EN ENO

Symbol informationFC15 ALARMAS

Network: 12

"SECCIONADORES A TIERRA"EN ENO

Symbol informationFC7 SECCIONADORES A TIERRA

Network: 13

"FALLAS TRANSFORMADOR"EN ENO

Symbol informationFC8 FALLAS TRANSFORMADOR

Network: 14

"FALLA ALIMENTADOR 1"EN ENO

Symbol informationFC9 FALLA ALIMENTADOR 1

Network: 15



Network: 16



Network: 17

"FALLA EN DISYUNTOR 52.0"EN ENO

Symbol informationFC18 FALLA EN DISYUNTOR 52.0

Network: 18

"FALLA DE VOLTAJE"

EN ENO

Symbol informationFC19 FALLA DE VOLTAJE

FC1 - <offline>"BARRA PRINCIPAL 13.8KV" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/26/2010 08:06:09 PM02/06/2010 02:51:08 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC1

Network: 1 LINEA 69KV

"SWITCH_BARRA_69KV"

"ESTADO DE BARRA 69"

Symbol informationM30.0 SWITCH_BARRA_69KVM30.1 ESTADO DE BARRA 69

Network: 2 LZ PILOTO


"LUZ INDICADORA DE BA 69"

Symbol informationM30.1 ESTADO DE BARRA 69A124.0 LUZ INDICADORA DE BA 69

Network: 3 SECCIONADOR 89.1

"SWITCH_SECC_89.1"

"ESTADO DISYUNTOR 52.0"

"ESTADO DE SECCI 89.1"

Symbol informationM30.2 SWITCH_SECC_89.1M31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0M30.3 ESTADO DE SECCI 89.1


"SWITCH_SECC_89.2"





"SWITCH_SECC_89.3"




Network: 6 SECTOR 1



"ESTADO SECTOR 1"

Symbol informationM30.1 ESTADO DE BARRA 69M30.3 ESTADO DE SECCI 89.1M60.0 ESTADO SECTOR 1

Network: 7 DISYUNTOR 52.0

"INTLOCK DISYUNTOR 52.0"

"SWITCH DE DISY 52.0"


"COMPAR ALAR SOBRECOR TRA"


"OFF DISYUNTOR 52.0"

7.A

"INDIC DE ALAR. TEMP. TRA"

"INDI. ALARM. NIV ACE TRA"

"ALARMA SOBRECARGA TRAF"

7.A 7.B

"ALARMA TEMP DISYUT 52.0"

"ALARMA PRES DISY 52.0"

"ALARMA BAJO VOLT SEC"

7.B 7.C

"ALARMA ALTO VOLT, SEC"


7.C

Symbol informationM35.3 INTLOCK DISYUNTOR 52.0M31.0 SWITCH DE DISY 52.0M31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0M58.4 COMPAR ALAR SOBRECOR TRAM58.6 OFF DISYUNTOR 52.0M60.1 INDIC DE ALAR. TEMP. TRAM62.4 INDI. ALARM. NIV ACE TRAM39.6 ALARMA SOBRECARGA TRAFM90.5 ALARMA TEMP DISYUT 52.0M108.2 ALARMA PRES DISY 52.0M108.6 ALARMA BAJO VOLT SECM109.2 ALARMA ALTO VOLT, SEC

Network: 8 DISYUNTOR 52.0




"INTLOCK DISYUNTOR 52.0"

Symbol informationM30.3 ESTADO DE SECCI 89.1M30.5 ESTADO DE SECCI 89.2M30.7 ESTADO DE SECCI 89.3M35.3 INTLOCK DISYUNTOR 52.0

Network: 9



"estado barra 13.8kv"

Symbol informationM31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0M30.1 ESTADO DE BARRA 69M35.6 estado barra 13.8kv

Network: 10 LUZ INDICADORA DE DISYUNTOR 52.0


"LUZ INDICA DE DISYU 52.0"

Symbol informationM31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0A124.1 LUZ INDICA DE DISYU 52.0

FC2 - <offline>"BARRA TRANSFERENCIA" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:03/01/2010 07:27:06 PM02/06/2010 03:07:01 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC2


"SWITCH SECC 89.7"

"DISYUNTOR 52T"


Symbol informationM32.6 SWITCH SECC 89.7M34.1 DISYUNTOR 52TM32.7 ESTADO DE SECCI 89.7

Network: 2 SECCIONADOR 89.7 T

"SWITCH SECC 89.7T"

"DISYUNTOR 52T"

"SECCIONADOR 89.7T"

Symbol informationM33.6 SWITCH SECC 89.7TM34.1 DISYUNTOR 52TM33.7 SECCIONADOR 89.7T

Network: 3 DISYUNTAR 52T

"INTLOCK DISYUNT 52T"

"SWITCH DISYUNT 52T"

M62.7

"ALARMA SOBRECARG AL1"

"ALARMA SOBRE CARGA ALI2"

3.A

"ALARMA SOBRECARG ALIM3"

"FALLA RECONECT 52.1"


3.A 3.B

"FALLA RECONECT 52.3" M62.7

3.B

Symbol informationM35.4 INTLOCK DISYUNT 52TM34.0 SWITCH DISYUNT 52TM68.6 ALARMA SOBRECARG AL1M91.2 ALARMA SOBRE CARGA ALI2M31.6 ALARMA SOBRECARG ALIM3M34.4 FALLA RECONECT 52.1M37.0 FALLA RECONECT 52.2M38.5 FALLA RECONECT 52.3

Network: 4

M62.7 "DISYUNTOR 52T"

Symbol informationM34.1 DISYUNTOR 52T

Network: 5 DISYUNTAR 52T


"SECCIONADOR 89.7T"

"INTLOCK DISYUNT 52T"

Symbol informationM32.7 ESTADO DE SECCI 89.7M33.7 SECCIONADOR 89.7T

M35.4 INTLOCK DISYUNT 52T

Network: 6 estado barra transferencia

"DISYUNTOR 52T""estado barra

13.8kv""estado barr

transf"

Symbol informationM34.1 DISYUNTOR 52TM35.6 estado barra 13.8kvM35.5 estado barr transf

Network: 7


"ESTADO DE SECCI 89.7" "estad transf 1"

Symbol informationM35.6 estado barra 13.8kvM32.7 ESTADO DE SECCI 89.7M35.7 estad transf 1

Network: 8

"estad transf 1" "DISYUNTOR 52T""ESTADO

TRANSFER 2"

Symbol informationM35.7 estad transf 1M34.1 DISYUNTOR 52TM36.0 ESTADO TRANSFER 2

FC3 - <offline>"RECONECTADOR 52.1" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/27/2010 08:49:16 AM02/06/2010 03:16:31 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC3


"SWITCH SECCION 89.4"

"RECONECTAD 52.1"


"SECCIONAD 89.4.1"


Symbol informationM32.0 SWITCH SECCION 89.4M34.3 RECONECTAD 52.1M32.1 ESTADO DE SECCI 89.4M33.1 SECCIONAD 89.4.1

Network: 2


"RECONECTAD 52.1" "INTLOCK 89.4"

Symbol informationM32.1 ESTADO DE SECCI 89.4M34.3 RECONECTAD 52.1M36.2 INTLOCK 89.4

Network: 3 SECCIONADOR 89.4.1

"SWITCH SECC 89.4.1"

"RECONECTAD 52.1"

"SECCIONAD 89.4.1"


"SECCIONAD 89.4.1"

Symbol informationM33.0 SWITCH SECC 89.4.1M34.3 RECONECTAD 52.1M33.1 SECCIONAD 89.4.1M32.1 ESTADO DE SECCI 89.4

Network: 4

"SECCIONAD 89.4.1"

"RECONECTAD 52.1"


"SECCIONAD 89.4.1"

"estado barr transf"

"RECONECTAD 52.1"

"RECONECTAD 52.1"




"INTLOCK SEC89.4.1"

Symbol informationM33.1 SECCIONAD 89.4.1M34.3 RECONECTAD 52.1M32.1 ESTADO DE SECCI 89.4M35.5 estado barr transfM30.1 ESTADO DE BARRA 69M31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0M36.3 INTLOCK SEC89.4.1

Network: 5



"DISYUNTOR 52T""SECCIONAD 89.4.1"

"SWITCH RECONEC 52.1"

M61.3


5.A

"ALARME DE TEMP REC1"

"ALARMA PRES. BAJA AL1"


5.A 5.B

M61.3

5.B

Symbol informationM31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0M32.1 ESTADO DE SECCI 89.4M34.1 DISYUNTOR 52TM33.1 SECCIONAD 89.4.1M34.2 SWITCH RECONEC 52.1M34.4 FALLA RECONECT 52.1M63.4 ALARME DE TEMP REC1M68.2 ALARMA PRES. BAJA AL1M68.6 ALARMA SOBRECARG AL1

Network: 6 RECONECTADOR 52.1

M61.3

T0

"BLOQ RECONECT 52.1"

"RECONECTAD 52.1"

Symbol informationM34.7 BLOQ RECONECT 52.1M34.3 RECONECTAD 52.1

Network: 7 DETECTA QUE SE APAGO RECONECTADOR 52.1

"RECONECTAD 52.1"

N"AUX 1"

SM34.6

Symbol informationM34.3 RECONECTAD 52.1M34.5 AUX 1

Network: 8 DETECTA QUE SE ACTIVO RECONECTADOR 52.1

"RECONECTAD 52.1"

P"AUX 2"

RM34.6

Symbol informationM34.3 RECONECTAD 52.1M35.1 AUX 2

Network: 9 TEMPORIZACION FALLA

"FALLA RECONECT 52.1" M34.6 S_EVERZ

T0

S

S5T#5S TW

R

Q

DUAL

DEZ

Symbol informationM34.4 FALLA RECONECT 52.1

Network: 10

T0 Z_VORWZ0

ZV

S

ZW

M59.1 R

Q

DUAL MW40

DEZ

Network: 11

CMP >I

MW40 IN1

3 IN2

"BLOQ RECONECT 52.1"

Symbol informationM34.7 BLOQ RECONECT 52.1

Network: 12 ESTADO DE SECTOR 89.4




"SECCIONAD 89.4.1"

"ESTADO SECTOR 89.4"

Symbol informationM35.6 estado barra 13.8kvM32.1 ESTADO DE SECCI 89.4M35.5 estado barr transfM33.1 SECCIONAD 89.4.1M60.5 ESTADO SECTOR 89.4



"SECCIONAD 89.4.1"

"INTLOCK RECONEC52.1"

Symbol informationM32.1 ESTADO DE SECCI 89.4M33.1 SECCIONAD 89.4.1M36.1 INTLOCK RECONEC52.1

Network: 14


"RECONECTAD 52.1"

M31.2

"ESTADO DE ALIMENTADOR 1"

Symbol informationM60.5 ESTADO SECTOR 89.4M34.3 RECONECTAD 52.1M36.4 ESTADO DE ALIMENTADOR 1

Network: 15 LUZ INDICADORA DE ACTIVACION DE RECONECTADOR 52.1

"RECONECTAD 52.1"

"LUZ IND REC 52.1"

Symbol informationM34.3 RECONECTAD 52.1A124.2 LUZ IND REC 52.1

Network: 16

"SECCIONAD 89.4.1"

"estado barr transf" M31.2

Symbol informationM33.1 SECCIONAD 89.4.1M35.5 estado barr transf

Network: 17



"ESTADO DISYUNTOR 52.0" M59.6

Symbol informationM32.1 ESTADO DE SECCI 89.4M30.1 ESTADO DE BARRA 69M31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0



Interface:02/27/2010 08:49:39 AM02/06/2010 03:16:31 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC4 RECONECTADOR 52.2


"SWTCHSECC89.5"

"ESTADO DE RECON 52.2"


"estado secc89.5.1"


Symbol informationM32.2 SWTCHSECC89.5M36.5 ESTADO DE RECON 52.2M32.3 ESTADO DE SECCI 89.5M33.3 estado secc89.5.1

Network: 2



"INTERLOCK SECCI 89.5"

Symbol informationM32.3 ESTADO DE SECCI 89.5M36.5 ESTADO DE RECON 52.2M36.6 INTERLOCK SECCI 89.5


"SWITCH SECCI 89.5.1"


"estado secc89.5.1"


"estado secc89.5.1"

Symbol informationM33.2 SWITCH SECCI 89.5.1M36.5 ESTADO DE RECON 52.2M33.3 estado secc89.5.1M32.3 ESTADO DE SECCI 89.5

Network: 4

"estado secc89.5.1"



"estado secc89.5.1"







"INTERLCOK 89.5.1"

Symbol informationM33.3 estado secc89.5.1M36.5 ESTADO DE RECON 52.2M32.3 ESTADO DE SECCI 89.5M35.5 estado barr transfM30.1 ESTADO DE BARRA 69M31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0M37.2 INTERLCOK 89.5.1

Network: 5



"DISYUNTOR 52T""estado

secc89.5.1"

"SWITCH RECC 52.2"

M61.5


5.A

"ALARMA. TEMP. ALI 2"

"ALARMA PRESION REC 2"


5.A 5.B

M61.5

5.B

Symbol informationM31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0M32.3 ESTADO DE SECCI 89.5M34.1 DISYUNTOR 52TM33.3 estado secc89.5.1M37.3 SWITCH RECC 52.2M37.0 FALLA RECONECT 52.2M69.2 ALARMA. TEMP. ALI 2M69.6 ALARMA PRESION REC 2M91.2 ALARMA SOBRE CARGA ALI2


M61.5

T1


"BLOQUEO RECONECTADO

52.2""ESTADO DE RECON 52.2"

Symbol informationM37.0 FALLA RECONECT 52.2M36.7 BLOQUEO RECONECTADO 52.2M36.5 ESTADO DE RECON 52.2



N"AUX 1 R2"

SM38.0

Symbol informationM36.5 ESTADO DE RECON 52.2M37.4 AUX 1 R2



P"AUX 2 R2"

RM38.0

Symbol informationM36.5 ESTADO DE RECON 52.2M37.6 AUX 2 R2



T1

S

S5T#5S TW

R

Q

DUAL

DEZ


Network: 10

T1 Z_VORWZ1

ZV

S

ZW

M58.3 R

Q

DUAL MW42

DEZ

Network: 11

CMP >I

MW42 IN1

3 IN2


52.2"

Symbol informationM36.7 BLOQUEO RECONECTADO 52.2





"estado secc89.5.1"


Symbol informationM35.6 estado barra 13.8kvM32.3 ESTADO DE SECCI 89.5M35.5 estado barr transfM33.3 estado secc89.5.1M60.6 ESTADO SECTOR 89.5



"estado secc89.5.1"

"INTERLOCK RECC 52.2"

Symbol informationM32.3 ESTADO DE SECCI 89.5M33.3 estado secc89.5.1M37.5 INTERLOCK RECC 52.2

Network: 14



M31.3

"ESTADO ALIMENTADOR2"

Symbol informationM60.6 ESTADO SECTOR 89.5M36.5 ESTADO DE RECON 52.2M37.7 ESTADO ALIMENTADOR2

Network: 15 LUZ INDICADORA DE RECONECTADOR 52.2


"LUZ DE REC 52.2"

Symbol informationM36.5 ESTADO DE RECON 52.2A124.3 LUZ DE REC 52.2

Network: 16

"estado secc89.5.1"


Symbol informationM33.3 estado secc89.5.1M35.5 estado barr transf

Network: 17







Interface:02/27/2010 08:46:53 AM02/06/2010 03:16:31 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC5 RECONECTADOR 52.3


"SWITCH 89.6"

"ESTADO RECONECTAD 3"


"ESTADO SECC 89.6.1"


Symbol informationM32.4 SWITCH 89.6M38.1 ESTADO RECONECTAD 3M32.5 ESTADO DE SECCI 89.6M33.5 ESTADO SECC 89.6.1

Network: 2


"ESTADO RECONECTAD 3" "INTERLOCK 89.6"

Symbol informationM32.5 ESTADO DE SECCI 89.6M38.1 ESTADO RECONECTAD 3M38.2 INTERLOCK 89.6


"SWITCH 89.6.1"





Symbol informationM33.4 SWITCH 89.6.1M38.1 ESTADO RECONECTAD 3M33.5 ESTADO SECC 89.6.1M32.5 ESTADO DE SECCI 89.6

Network: 4











"INTERRLOCK 89.6.1"

Symbol informationM33.5 ESTADO SECC 89.6.1M38.1 ESTADO RECONECTAD 3M32.5 ESTADO DE SECCI 89.6M35.5 estado barr transfM30.1 ESTADO DE BARRA 69M31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0M38.3 INTERRLOCK 89.6.1

Network: 5

"ESTADO DISYUNTOR 52.0" "SWITCH 89.6"

"DISYUNTOR 52T""ESTADO SECC

89.6.1"

"SWITCH RECC 52.3"

M61.7


5.A

"ALARMA TEMP. ALIEMT. 3"

"ALARMA PRESION ALIMEN3"


5.A 5.B

M61.7

5.B

Symbol informationM31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0M32.4 SWITCH 89.6M34.1 DISYUNTOR 52TM33.5 ESTADO SECC 89.6.1M38.4 SWITCH RECC 52.3M38.5 FALLA RECONECT 52.3M91.6 ALARMA TEMP. ALIEMT. 3M25.6 ALARMA PRESION ALIMEN3M31.6 ALARMA SOBRECARG ALIM3


M61.7

T2



52.3""ESTADO

RECONECTAD 3"

Symbol informationM38.5 FALLA RECONECT 52.3M38.6 BLOQUEO RECONECTADO 52.3M38.1 ESTADO RECONECTAD 3



N"AUX 1 R3"

SM39.0

Symbol informationM38.1 ESTADO RECONECTAD 3M38.7 AUX 1 R3



P"AUX 2 R3"

RM39.0

Symbol informationM38.1 ESTADO RECONECTAD 3M39.1 AUX 2 R3



T2

S

S5T#5S TW

R

Q

DUAL

DEZ


Network: 10

T2 Z_VORWZ2

ZV

S

ZW

M59.5 R

Q

DUAL MW44

DEZ

Network: 11

CMP >I

MW44 IN1

3 IN2


52.3"

Symbol informationM38.6 BLOQUEO RECONECTADO 52.3







Symbol informationM35.6 estado barra 13.8kvM32.5 ESTADO DE SECCI 89.6M35.5 estado barr transfM33.5 ESTADO SECC 89.6.1M60.7 ESTADO SECTOR 89.6




"INTERLOCK RECC 52.3"

Symbol informationM32.5 ESTADO DE SECCI 89.6M33.5 ESTADO SECC 89.6.1M39.2 INTERLOCK RECC 52.3

Network: 14



M35.0

"ESTADO ALIMENTADOR 3"

Symbol informationM60.7 ESTADO SECTOR 89.6M38.1 ESTADO RECONECTAD 3M39.3 ESTADO ALIMENTADOR 3

Network: 15 LUZ INDICADORA DE RECONECTADOR 52.3


"LUZ INDICADORA RECC 52.3"

Symbol informationM38.1 ESTADO RECONECTAD 3A124.4 LUZ INDICADORA RECC 52.3

Network: 16



Symbol informationM33.5 ESTADO SECC 89.6.1M35.5 estado barr transf

Network: 17





FC6 - <offline>"PARAMETROS DE SUBESTACIO" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/08/2010 03:19:25 PM02/07/2010 03:18:48 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC6 sliders

Network: 1 SUMA DE PONTENCIAS DE ALIMENTADOR 1 Y 3

ADD_REN

"POTENCIA_alim_1" IN1

"potencia alim 3" IN2

ENO

OUT MD116

Symbol informationMD0 POTENCIA_alim_1MD8 potencia alim 3

Network: 2 SUMA DE POTENCIAS DE ALIMENTADOR 1,2 Y 3 PARA TOTAL

ADD_REN

MD116 IN1

MD4 IN2

ENO

OUT MD112

MUL_REN

MD112 IN1

1.000000e+006 IN2

ENO

OUT MD96

Network: 3 VIOLTAJE DE SECUNDARIO

DIV_REN

MD16 IN1

MD12 IN2

ENO

OUT MD26

Network: 4 CORRIENTE DE SECUNDARIO

MUL_REN

MD26 IN1

1.732000e+000 IN2

ENO

OUT MD78

DIV_REN

MD96 IN1

MD78 IN2

ENO

OUT MD82

Network: 5 CORRIENTE DEL PRIMARIO

MUL_REN

MD16 IN1

1.732000e+000 IN2

ENO

OUT MD86

DIV_REN

MD96 IN1

MD86 IN2

ENO

OUT MD92

Network: 6 CORRIENTE ALIMENTADOR 1

DIV_REN

"POTENCIA_alim_1" IN1

MD78 IN2

ENO

OUT MD54

MUL_REN

MD54 IN1

1.000000e+006 IN2

ENO

OUT MD20

Symbol informationMD0 POTENCIA_alim_1


DIV_REN

MD4 IN1

MD78 IN2

ENO

OUT MD74

MUL_REN

MD74 IN1

1.000000e+006 IN2

ENO

OUT MD46


DIV_REN

"potencia alim 3" IN1

MD78 IN2

ENO

OUT MD70

MUL_REN

MD70 IN1

1.000000e+006 IN2

ENO

OUT MD50

Symbol informationMD8 potencia alim 3

FC7 - <offline>"SECCIONADORES A TIERRA" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/21/2010 09:46:40 AM02/21/2010 09:06:41 AM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC7

Network: 1 SECCIONADOR A TIERRA 1

"SWITCH SECC 89T1"

"ESTADO DE S89T1"

Symbol informationM24.0 SWITCH SECC 89T1M24.4 ESTADO DE S89T1


"SWITCH SECC 89T2"

"ESTADO DE S89T2"



"SWITCH SECC 89T3"

"ESTADO DE S89T3"

Symbol informationM24.2 SWITCH SECC 89T3

M24.6 ESTADO DE S89T3


"SWITCH SECC 89T4"

"ESTADO DE S89T4"


Network: 5

"ESTADO DE S89T1"

"ESTADO SECTOR 1"

"ESTADO DE S89T1final"

Symbol informationM24.4 ESTADO DE S89T1M60.0 ESTADO SECTOR 1M25.0 ESTADO DE S89T1final

Network: 6

"ESTADO DE S89T2"

"ESTADO SECTOR 1"



Network: 7

"ESTADO DE S89T3"

"ESTADO SECTOR 1"



Network: 8

"ESTADO DE S89T4"

"ESTADO SECTOR 1"



FC8 - <offline>"FALLAS TRANSFORMADOR" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/25/2010 07:38:25 PM02/24/2010 08:51:57 AM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC8

Network: 1 CORRIENTE DE FALLA DE TRAFO

ADD_REN

"datos_valores_analogicos".

corrientesecundario IN1


SUMADECORRIENTEFALLA IN2

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".PRUEBADECORRIENTEFALLA

Symbol informationDB1.DBD28 "datos_valores_analogicos".corrientesecundarioDB1.DBD116 "datos_valores_analogicos".SUMADECORRIENTEFALLADB1.DBD112 "datos_valores_analogicos".PRUEBADECORRIENTEFALLA

Network: 2 FALLA CORRIENTE DE TRAFO

ADD_REN


corrientesecundario IN1

1.000000e+002 IN2

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".TOLERANCIADECORRIENTESEC

Symbol informationDB1.DBD28 "datos_valores_analogicos".corrientesecundarioDB1.DBD120 "datos_valores_analogicos".TOLERANCIADECORRIENTESEC


"ESTADO DISYUNTOR 52.0" MOVE

EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".SUMADECORRIENTEFALLA

Symbol informationM31.1 ESTADO DISYUNTOR 52.0DB1.DBD116 "datos_valores_analogicos".SUMADECORRIENTEFALLA


CMP >R


PRUEBADECORRIENTEFALLA IN1


TOLERANCIADECORRIENTESEC IN2

SR


S

"RESET FALLA SOBRECURR TR" R

Q

Symbol informationDB1.DBD112 "datos_valores_analogicos".PRUEBADECORRIENTEFALLADB1.DBD120 "datos_valores_analogicos".TOLERANCIADECORRIENTESECM58.4 COMPAR ALAR SOBRECOR TRAM58.5 RESET FALLA SOBRECURR TR

Network: 5 FALLA DE SOBRE TEMPERATURA

CMP >R


temperaturatransformador IN1

9.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALA. TEMP. TRAFO" R

Q

Symbol informationDB1.DBD44 "datos_valores_analogicos".temperaturatransformadorM60.1 INDIC DE ALAR. TEMP. TRAM60.2 RESET ALA. TEMP. TRAFO


CMP <R


nivelaceitetransf IN1

8.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET AL. NIV ACE TRAFO" R

Q

Symbol informationDB1.DBD48 "datos_valores_analogicos".nivelaceitetransfM62.4 INDI. ALARM. NIV ACE TRAM62.5 RESET AL. NIV ACE TRAFO

Network: 7 ALERTA DE NIVEL DE ACEITE DEL TRANSFORMADOR

CMP <R



9.000000e+001 IN2

"RESET DE NIV. ACEIT TRAF"


SR

"ALERTA DE NIV. ACEIT TRA"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD48 "datos_valores_analogicos".nivelaceitetransfM63.1 RESET DE NIV. ACEIT TRAFM62.4 INDI. ALARM. NIV ACE TRAM63.0 ALERTA DE NIV. ACEIT TRA


CMP >R



8.000000e+001 IN2

"RESET ALAR. TEMP TRAFO"


SR

"ALERTA DE TEMP TRAFO"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD44 "datos_valores_analogicos".temperaturatransformadorM63.3 RESET ALAR. TEMP TRAFOM60.1 INDIC DE ALAR. TEMP. TRAM63.2 ALERTA DE TEMP TRAFO

Network: 9 FALLA DE SOBRECARGA EN TRANSFORMADOR

CMP >R

"datos_valores_analogicos".potenciatotal IN1

2.400000e+001 IN2

"RESET ALERT. SOBREC TRAF"


SR

"ALERTA SOBRECARGA

TRAFO"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD20 "datos_valores_analogicos".potenciatotalM39.5 RESET ALERT. SOBREC TRAFM39.6 ALARMA SOBRECARGA TRAFM39.4 ALERTA SOBRECARGA TRAFO

Network: 10 FALLA DE SOBRECARGA EN TRANSFORMADOR

CMP >R


2.500000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALARM. SOBREC TRAF" R

Q

Symbol informationDB1.DBD20 "datos_valores_analogicos".potenciatotalM39.6 ALARMA SOBRECARGA TRAFM39.7 RESET ALARM. SOBREC TRAF

FC9 - <offline>"FALLA ALIMENTADOR 1" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/27/2010 11:50:54 AM02/24/2010 08:51:57 AM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC9

Network: 1 FALLA ALIMENTADOR 1

ADD_REN


corrientealimentador1 IN1


SUMAPARAFALLAALIMENTA1 IN2

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".TOTALFAALLAALIMTADOR1

Symbol informationDB1.DBD32 "datos_valores_analogicos".corrientealimentador1DB1.DBD124 "datos_valores_analogicos".SUMAPARAFALLAALIMENTA1DB1.DBD128 "datos_valores_analogicos".TOTALFAALLAALIMTADOR1

Network: 2 FALL ALIMENTADOR 1 SOBRE CORRIENTE

"RECONECTAD 52.1" MOVE

EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".SUMAPARAFALLAALIMENTA1

Symbol informationM34.3 RECONECTAD 52.1

DB1.DBD124 "datos_valores_analogicos".SUMAPARAFALLAALIMENTA1

Network: 3 FALLA DE SOBRE CORRIENTE

"ESTADO DE ALIMENTADOR 1" CMP >R


TOTALFAALLAALIMTADOR1 IN1

5.000000e+002 IN2

SR


S

M59.2 R

Q

Symbol informationM36.4 ESTADO DE ALIMENTADOR 1DB1.DBD128 "datos_valores_analogicos".TOTALFAALLAALIMTADOR1M34.4 FALLA RECONECT 52.1

Network: 4 ALERTA DE TEMPERATURA RECONECTADOR 1

CMP >R


temperaturadisyuntor521 IN1

8.000000e+001 IN2

"RESET DE ALER TEM REC1"


SR

"ALERTA DE TEMPE. REC 1"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD64 "datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor521M63.7 RESET DE ALER TEM REC1M63.4 ALARME DE TEMP REC1M63.6 ALERTA DE TEMPE. REC 1

Network: 5 FALLA TEMPERATURA RECONECTADOR 1

CMP >R



9.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALARM. TEMP 1" R

Q

Symbol informationDB1.DBD64 "datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor521M63.4 ALARME DE TEMP REC1M63.5 RESET ALARM. TEMP 1

Network: 6 ALERTA DE PRESION BAJA EN RECONECTADOR 1

CMP <R


presiondisyuntor521 IN1

9.000000e+001 IN2

"RESET. ALT. PRE. BAJ AL1"


SR

"ALT. PRESI. BAJA ALIMEN"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD68 "datos_valores_analogicos".presiondisyuntor521M68.1 RESET. ALT. PRE. BAJ AL1M68.2 ALARMA PRES. BAJA AL1M68.0 ALT. PRESI. BAJA ALIMEN

Network: 7 ALARMA DE PRESION BAJA EN RECONECTADOR 1

CMP <R



8.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALAM. PRES BAJ AL1" R

Q

Symbol informationDB1.DBD68 "datos_valores_analogicos".presiondisyuntor521M68.2 ALARMA PRES. BAJA AL1M68.3 RESET ALAM. PRES BAJ AL1

Network: 8 ALERTA DE SOBRECARGA EN ALIMENTADOR 1

CMP >R

"datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1 IN1

9.000000e+000 IN2

"RESET ALET. SOBRECAR AL1"


SR

"ALAERTA SOBRECARG AL1"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD8 "datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1M68.5 RESET ALET. SOBRECAR AL1M68.6 ALARMA SOBRECARG AL1M68.4 ALAERTA SOBRECARG AL1

Network: 9

CMP >R


POTENCIAalim1 IN1

1.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALM. SOBRECAR AL1" R

Q

Symbol informationDB1.DBD8 "datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1M68.6 ALARMA SOBRECARG AL1M68.7 RESET ALM. SOBRECAR AL1

FC10 - <offline>"VALORES BARRAS" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/22/2010 08:01:03 PM02/08/2010 06:01:29 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC10

Network: 1

"ESTADO DE BARRA 69" MOVE

EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_69KV

Symbol informationM30.1 ESTADO DE BARRA 69DB1.DBD0 "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_69KV

Network: 2


PM61.0 MOVE

EN

6.900000e+004 IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_69KV

Symbol informationM30.1 ESTADO DE BARRA 69DB1.DBD0 "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_69KV

Network: 3

"ESTADO DE BARRA 69" MOVE

EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".frecuenciasistema

Symbol informationM30.1 ESTADO DE BARRA 69DB1.DBD52 "datos_valores_analogicos".frecuenciasistema

Network: 4


PM61.1 MOVE

EN

6.000000e+001 IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".frecuenciasistema

Symbol informationM30.1 ESTADO DE BARRA 69DB1.DBD52 "datos_valores_analogicos".frecuenciasistema

Network: 5

"estado barra 13.8kv" MOVE

EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO

Symbol informationM35.6 estado barra 13.8kvDB1.DBD4 "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO

Network: 6

"estado barra 13.8kv" DIV_R

EN

"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_69KV IN1


relaciontransformacion IN2

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO

Symbol informationM35.6 estado barra 13.8kvDB1.DBD0 "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_69KVDB1.DBD96 "datos_valores_analogicos".relaciontransformacionDB1.DBD4 "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO

Network: 7

L "datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1 DB1.DBD8 L "datos_valores_analogicos".potenciaalim2 DB1.DBD12 +R L "datos_valores_analogicos".potenciaalim3 DB1.DBD16 +R T "datos_valores_analogicos".potenciatotal DB1.DBD20

Network: 8

L "datos_valores_analogicos".potenciatotal DB1.DBD20 L 1.000000e+006 *R T "auxiliares".auxiliar[1] DB2.DBD0 L "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_69KV DB1.DBD0 L 1.732051e+000 *R T "auxiliares".auxiliar[2] DB2.DBD4 L "auxiliares".auxiliar[1] DB2.DBD0 L "auxiliares".auxiliar[2] DB2.DBD4 /R T "datos_valores_analogicos".corrienteprimario DB1.DBD24

Network: 9

L "datos_valores_analogicos".potenciatotal DB1.DBD20 L 1.000000e+006 *R T "auxiliares".auxiliar[3] DB2.DBD8 L "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO DB1.DBD4 L 1.732051e+000 *R T "auxiliares".auxiliar[4] DB2.DBD12 L "auxiliares".auxiliar[3] DB2.DBD8 L "auxiliares".auxiliar[4] DB2.DBD12 /R T "datos_valores_analogicos".corrientesecundario DB1.DBD28

Network: 10

MOVEEN


VOLTAJE_SECUNDARIO IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".VOLTAJESALIDAALIMEN1

Symbol informationDB1.DBD4 "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIODB1.DBD100 "datos_valores_analogicos".VOLTAJESALIDAALIMEN1

Network: 11

"ESTADO DE ALIMENTADOR 1" MOVE

EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT


Symbol informationM36.4 ESTADO DE ALIMENTADOR 1DB1.DBD100 "datos_valores_analogicos".VOLTAJESALIDAALIMEN1

Network: 12

MOVEEN



ENO

OUT



Network: 13

"ESTADO ALIMENTADOR2" MOVE

EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT


Symbol informationM37.7 ESTADO ALIMENTADOR2DB1.DBD104 "datos_valores_analogicos".VOLTAJESALIDAALIMEN2

Network: 14

MOVEEN



ENO

OUT



Network: 15

"ESTADO ALIMENTADOR 3" MOVE

EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT


Symbol informationM39.3 ESTADO ALIMENTADOR 3DB1.DBD108 "datos_valores_analogicos".VOLTAJESALIDAALIMEN3

FC11 - <offline>"VALORES ALIMENT 1" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/27/2010 09:44:15 AM02/08/2010 06:52:58 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC11

Network: 1


EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".corrientealimentador1

Symbol informationM36.4 ESTADO DE ALIMENTADOR 1DB1.DBD32 "datos_valores_analogicos".corrientealimentador1

Network: 2

U "ESTADO DE ALIMENTADOR 1" M36.4 SPB m001 SPA mf01m001: L "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO DB1.DBD4 L 1.732051e+000 *R T MD 64 L "datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1 DB1.DBD8 L 1.000000e+006 *R L MD 64 /R T "datos_valores_analogicos".corrientealimentador1 DB1.DBD32 mf01: NOP 0

Network: 3


EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1

Symbol informationM36.4 ESTADO DE ALIMENTADOR 1DB1.DBD8 "datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1

Network: 4


EN

"datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1 IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1

Symbol informationM36.4 ESTADO DE ALIMENTADOR 1DB1.DBD8 "datos_valores_analogicos".POTENCIAalim1



Interface:02/08/2010 06:58:26 PM02/08/2010 06:52:58 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC12

Network: 1


EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT


Symbol informationM37.7 ESTADO ALIMENTADOR2DB1.DBD36 "datos_valores_analogicos".corrientealimentador2

Network: 2

U "ESTADO ALIMENTADOR2" M37.7 SPB m001 SPA mf01m001: L "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO DB1.DBD4 L 1.732051e+000 *R T MD 100 L "datos_valores_analogicos".potenciaalim2 DB1.DBD12 L 1.000000e+006 *R L MD 100 /R T "datos_valores_analogicos".corrientealimentador2 DB1.DBD36 mf01: NOP 0

Network: 3


EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT

"datos_valores_analogicos".potenciaalim2

Symbol informationM37.7 ESTADO ALIMENTADOR2DB1.DBD12 "datos_valores_analogicos".potenciaalim2

Network: 4


EN

"datos_valores_analogicos".potenciaalim2 IN

ENO

OUT


Symbol informationM37.7 ESTADO ALIMENTADOR2DB1.DBD12 "datos_valores_analogicos".potenciaalim2



Interface:02/08/2010 07:01:20 PM02/08/2010 06:52:58 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC13

Network: 1


EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT


Symbol informationM39.3 ESTADO ALIMENTADOR 3DB1.DBD40 "datos_valores_analogicos".corrientealimentador3

Network: 2

U "ESTADO ALIMENTADOR 3" M39.3 SPB m001 SPA mf01m001: L "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIO DB1.DBD4 L 1.732051e+000 *R T MD 104 L "datos_valores_analogicos".potenciaalim3 DB1.DBD16 L 1.000000e+006 *R L MD 104 /R T "datos_valores_analogicos".corrientealimentador3 DB1.DBD40 mf01: NOP 0

Network: 3


EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT


Symbol informationM39.3 ESTADO ALIMENTADOR 3DB1.DBD16 "datos_valores_analogicos".potenciaalim3

Network: 4


EN

"datos_valores_analogicos".potenciaalim3 IN

ENO

OUT


Symbol informationM39.3 ESTADO ALIMENTADOR 3DB1.DBD16 "datos_valores_analogicos".potenciaalim3

FC14 - <offline>"VENTILADORES" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/08/2010 08:23:17 PM02/08/2010 07:46:24 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC14

Network: 1

CMP >=R


1.800000e+001 IN2

"POTENCIAmayor18"

Symbol informationDB1.DBD20 "datos_valores_analogicos".potenciatotalM62.0 POTENCIAmayor18

Network: 2

CMP >=R



6.000000e+001 IN2

"tempTRANSFmayor60"

Symbol informationDB1.DBD44 "datos_valores_analogicos".temperaturatransformadorM62.1 tempTRANSFmayor60

Network: 3

"POTENCIAmayor18"

"tempTRANSFmayor60"

"ventiladores ON"

Symbol informationM62.0 POTENCIAmayor18M62.1 tempTRANSFmayor60M62.3 ventiladores ON

FC15 - <offline>"ALARMAS" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/24/2010 07:23:29 PM02/08/2010 08:21:36 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC15

Network: 1

CMP <=R



8.000000e+001 IN2

SDB3.DBX0.0

Symbol informationDB1.DBD48 "datos_valores_analogicos".nivelaceitetransf

Network: 2

CMP <=R



8.000000e+001 IN2

"ALARMA DE PRESION EN DIS"

Symbol informationDB1.DBD60 "datos_valores_analogicos".presiondisyuntor520M58.2 ALARMA DE PRESION EN DIS



Interface:03/01/2010 08:15:53 PM02/24/2010 11:06:18 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC16

Network: 1 FALLA SOBRECORRIENTE ALIMENTADOR 2

ADD_REN





ENO

OUT



Network: 2


"ESTADO DE RECON 52.2" MOVE

EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT


Symbol informationM36.5 ESTADO DE RECON 52.2DB1.DBD132 "datos_valores_analogicos".SUMAPARAFALLAALIMENTA2


"ESTADO ALIMENTADOR2" CMP >R



5.000000e+002 IN2

SR


S

"RESET DE FALLA ALI2" R

Q

Symbol informationM37.7 ESTADO ALIMENTADOR2DB1.DBD136 "datos_valores_analogicos".TOTALFAALLAALIMTADOR2M37.0 FALLA RECONECT 52.2M59.3 RESET DE FALLA ALI2


CMP >R



8.000000e+001 IN2

"RESET ALET. TEMP. ALI 2"


SR

"ALET. TEMP. ALI 2"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD72 "datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor522M69.1 RESET ALET. TEMP. ALI 2M69.2 ALARMA. TEMP. ALI 2M69.0 ALET. TEMP. ALI 2


CMP >R



9.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALA. TEMP. ALI 2" R

Q

Symbol informationDB1.DBD72 "datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor522M69.2 ALARMA. TEMP. ALI 2M69.3 RESET ALA. TEMP. ALI 2


CMP <R



9.000000e+001 IN2

"RESET ALET PRESION REC2"


SR

"ALET. PRESION RECO 2"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD76 "datos_valores_analogicos".presiondisyuntor522M69.5 RESET ALET PRESION REC2M69.6 ALARMA PRESION REC 2M69.4 ALET. PRESION RECO 2


CMP <R



8.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALARMA PRESION RE2" R

Q

Symbol informationDB1.DBD76 "datos_valores_analogicos".presiondisyuntor522M69.6 ALARMA PRESION REC 2M69.7 RESET ALARMA PRESION RE2


CMP >R

"datos_valores_analogicos".potenciaalim2 IN1

9.000000e+000 IN2

"RESER ALRT SOB. CARG AL2"


SR

"ALERTA SOBRE CARGA ALI2"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD12 "datos_valores_analogicos".potenciaalim2M91.1 RESER ALRT SOB. CARG AL2M91.2 ALARMA SOBRE CARGA ALI2M91.0 ALERTA SOBRE CARGA ALI2

Network: 10 ALARMA DE SOBRECARGA ALIMENTADOR 2

CMP >R


potenciaalim2 IN1

1.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALAM. SOB. CAR AL2" R

Q

Symbol informationDB1.DBD12 "datos_valores_analogicos".potenciaalim2M91.2 ALARMA SOBRE CARGA ALI2M91.3 RESET ALAM. SOB. CAR AL2



Interface:02/27/2010 11:27:50 AM02/24/2010 11:06:18 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC17

Network: 1 FALLA DE SOBRECORRIENTE ALIMENTADOR 3

ADD_REN





ENO

OUT




"ESTADO RECONECTAD 3" MOVE

EN

0.000000e+000 IN

ENO

OUT


Symbol informationM38.1 ESTADO RECONECTAD 3

DB1.DBD140 "datos_valores_analogicos".SUMAPARAFALLAALIMENTA3


"ESTADO ALIMENTADOR 3" CMP >R



5.000000e+002 IN2

SR


S

"RESET DE FALLA SOBRE AL3" R

Q

Symbol informationM39.3 ESTADO ALIMENTADOR 3DB1.DBD144 "datos_valores_analogicos".TOTALFAALLAALIMTADOR3M38.5 FALLA RECONECT 52.3M59.4 RESET DE FALLA SOBRE AL3


CMP >R



8.000000e+001 IN2

"RESET ALT. TEMP ALIM 3"


SR

"ALERTA TEMP. ALIMENTA. 3"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD80 "datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor523M91.5 RESET ALT. TEMP ALIM 3M91.6 ALARMA TEMP. ALIEMT. 3M91.4 ALERTA TEMP. ALIMENTA. 3


CMP >R



9.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALM TEMP. ALIMET 3" R

Q

Symbol informationDB1.DBD80 "datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor523M91.6 ALARMA TEMP. ALIEMT. 3M91.7 RESET ALM TEMP. ALIMET 3


CMP <R



9.000000e+001 IN2

"RESET ALER. PRES. ALIMT3"


SR

"ALERTA PRESION ALIMNT 3"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD84 "datos_valores_analogicos".presiondisyuntor523M25.5 RESET ALER. PRES. ALIMT3M25.6 ALARMA PRESION ALIMEN3M25.4 ALERTA PRESION ALIMNT 3


CMP <R



8.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALAM. PRES. ALIM3" R

Q

Symbol informationDB1.DBD84 "datos_valores_analogicos".presiondisyuntor523M25.6 ALARMA PRESION ALIMEN3M25.7 RESET ALAM. PRES. ALIM3


CMP >R

"datos_valores_analogicos".potenciaalim3 IN1

9.000000e+000 IN2

"RESET ALT. SOBREC ALIM3"


SR

"ALERTA SOBRECARG ALIM3"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD16 "datos_valores_analogicos".potenciaalim3M31.5 RESET ALT. SOBREC ALIM3M31.6 ALARMA SOBRECARG ALIM3M31.4 ALERTA SOBRECARG ALIM3

Network: 9 ALARMA DE SOBRECARGA ALIMENTADOR 3

CMP >R


potenciaalim3 IN1

1.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALAM. SOBREC ALIM3" R

Q

Symbol informationDB1.DBD16 "datos_valores_analogicos".potenciaalim3M31.6 ALARMA SOBRECARG ALIM3M31.7 RESET ALAM. SOBREC ALIM3

FC18 - <offline>"FALLA EN DISYUNTOR 52.0" Name: Family:Author: Version: 0.1


Interface:02/25/2010 09:23:27 PM02/25/2010 07:53:38 PM



IN 0.0

OUT 0.0

IN_OUT 0.0

TEMP 0.0

RETURN 0.0

RET_VAL 0.0

Block: FC18

Network: 1 FALLA POR TEMPERATURA DE DISYUNTOR 52.0 ALERTA

CMP >R



8.000000e+001 IN2

"RESET ALT TEMP DISY 52.0"


SR

"ALERTA TEMP. DISYUT 52.0"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD56 "datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor520M90.1 RESET ALT TEMP DISY 52.0M90.5 ALARMA TEMP DISYUT 52.0M90.0 ALERTA TEMP. DISYUT 52.0

Network: 2 ALARMA DE TEMPERATURA DISYUNTOR 52.0

CMP >R



9.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALM. TEM DIST 52.0" R

Q

Symbol informationDB1.DBD56 "datos_valores_analogicos".temperaturadisyuntor520M90.5 ALARMA TEMP DISYUT 52.0M90.6 RESET ALM. TEM DIST 52.0

Network: 3

CMP <R



9.000000e+001 IN2

"RESET ALT. PRS DISY 52.0"


SR

"ALERTA PRESION DISY 52.0"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD60 "datos_valores_analogicos".presiondisyuntor520M108.1 RESET ALT. PRS DISY 52.0M108.2 ALARMA PRES DISY 52.0M108.0 ALERTA PRESION DISY 52.0

Network: 4

CMP <R



8.000000e+001 IN2

SR


S

"RESET ALM. PRES. D 52.0" R

Q

Symbol informationDB1.DBD60 "datos_valores_analogicos".presiondisyuntor520M108.2 ALARMA PRES DISY 52.0M108.3 RESET ALM. PRES. D 52.0

FC19 - <offline>"FALLA DE VOLTAJE" Name: Family:Author: Version: 0.1


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Network: 1 ALERTA DE BAJO VOLTAJE EN BARRA DE 13,8KV

CMP <R


VOLTAJE_SECUNDARIO IN1

1.345500e+004 IN2


"RESET ALET BAJ VOL SEC"


SR

"ALERTA BAJO VOLT SEC"

S

R

Q

Symbol informationDB1.DBD4 "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIOM35.6 estado barra 13.8kvM108.5 RESET ALET BAJ VOL SECM108.6 ALARMA BAJO VOLT SECM108.4 ALERTA BAJO VOLT SEC

Network: 2 ALARMA DE BAJO VOLTAJE EN BARRA DE 13,8 KV

CMP <R



1.311000e+000 IN2

"estado barra 13.8kv" SR


S

"RESET ALAERTA BAJ VOL SE" R

Q

Symbol informationDB1.DBD4 "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIOM35.6 estado barra 13.8kvM108.6 ALARMA BAJO VOLT SECM108.7 RESET ALAERTA BAJ VOL SE

Network: 3 ALERTA SOBRE VOLTAJE

"estado barra 13.8kv" CMP >R



1.414500e+004 IN2

"RESET ALEERTA ALTO V SEC"


SR

"ALERTA ALTO VOLT SEC"

S

R

Q

Symbol informationM35.6 estado barra 13.8kvDB1.DBD4 "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIOM109.1 RESET ALEERTA ALTO V SECM109.2 ALARMA ALTO VOLT, SECM109.0 ALERTA ALTO VOLT SEC

Network: 4

"estado barra 13.8kv" CMP >R



1.449000e+004 IN2

SR


S

"RESET ALRM. ALTO VOLT SE" R

Q

Symbol informationM35.6 estado barra 13.8kvDB1.DBD4 "datos_valores_analogicos".VOLTAJE_SECUNDARIOM109.2 ALARMA ALTO VOLT, SECM109.3 RESET ALRM. ALTO VOLT SE

Properties of symbol tableName: SymbolsAuthor: Comment: Created on 02/05/2010 04:25:24 PMLast modified on: 02/27/2010 09:14:12 AMLast filter criterion: All SymbolsNumber of symbols: 196/196Last Sorting: Address AscendingStatus Symbol Address Data type Comment

LUZ INDICADORA DE BA 69 A 124.0 BOOLLUZ INDICA DE DISYU 52.0 A 124.1 BOOLLUZ IND REC 52.1 A 124.2 BOOLLUZ DE REC 52.2 A 124.3 BOOLLUZ INDICADORA RECC 52.3 A 124.4 BOOLdatos_valores_analogicos DB 1 DB 1auxiliares DB 2 DB 2DB ALARMAS DB 3 DB 3SECCIONADOR FB 1 FB 1DISYUNTOR FB 2 FB 2ARRANQUE FB 10 FB 10BARRA PRINCIPAL 13.8KV FC 1 FC 1BARRA TRANSFERENCIA FC 2 FC 2RECONECTADOR 52.1 FC 3 FC 3RECONECTADOR 52.2 FC 4 FC 4RECONECTADOR 52.3 FC 5 FC 5PARAMETROS DE SUBESTACIO FC 6 FC 6SECCIONADORES A TIERRA FC 7 FC 7FALLAS TRANSFORMADOR FC 8 FC 8FALLA ALIMENTADOR 1 FC 9 FC 9VALORES BARRAS FC 10 FC 10VALORES ALIMENT 1 FC 11 FC 11VALORES ALIMENT 2 FC 12 FC 12VALORES ALIMENT 3 FC 13 FC 13VENTILADORES FC 14 FC 14ALARMAS FC 15 FC 15FALLA ALIMENTADOR 2 FC 16 FC 16FALLA ALIMENTADOR 3 FC 17 FC 17FALLA EN DISYUNTOR 52.0 FC 18 FC 18FALLA DE VOLTAJE FC 19 FC 19SWITCH SECC 89T1 M 24.0 BOOLSWITCH SECC 89T2 M 24.1 BOOLSWITCH SECC 89T3 M 24.2 BOOLSWITCH SECC 89T4 M 24.3 BOOLESTADO DE S89T1 M 24.4 BOOLESTADO DE S89T2 M 24.5 BOOLESTADO DE S89T3 M 24.6 BOOLESTADO DE S89T4 M 24.7 BOOLESTADO DE S89T1final M 25.0 BOOLESTADO DE S89T2final M 25.1 BOOLESTADO DE S89T3final M 25.2 BOOLESTADO DE S89T4final M 25.3 BOOLALERTA PRESION ALIMNT 3 M 25.4 BOOLRESET ALER. PRES. ALIMT3 M 25.5 BOOLALARMA PRESION ALIMEN3 M 25.6 BOOLRESET ALAM. PRES. ALIM3 M 25.7 BOOLSWITCH_BARRA_69KV M 30.0 BOOLESTADO DE BARRA 69 M 30.1 BOOLSWITCH_SECC_89.1 M 30.2 BOOLESTADO DE SECCI 89.1 M 30.3 BOOLSWITCH_SECC_89.2 M 30.4 BOOLESTADO DE SECCI 89.2 M 30.5 BOOLSWITCH_SECC_89.3 M 30.6 BOOLESTADO DE SECCI 89.3 M 30.7 BOOL

Status Symbol Address Data type CommentSWITCH DE DISY 52.0 M 31.0 BOOLESTADO DISYUNTOR 52.0 M 31.1 BOOLALERTA SOBRECARG ALIM3 M 31.4 BOOLRESET ALT. SOBREC ALIM3 M 31.5 BOOLALARMA SOBRECARG ALIM3 M 31.6 BOOLRESET ALAM. SOBREC ALIM3 M 31.7 BOOLSWITCH SECCION 89.4 M 32.0 BOOLESTADO DE SECCI 89.4 M 32.1 BOOLSWTCHSECC89.5 M 32.2 BOOLESTADO DE SECCI 89.5 M 32.3 BOOLSWITCH 89.6 M 32.4 BOOLESTADO DE SECCI 89.6 M 32.5 BOOLSWITCH SECC 89.7 M 32.6 BOOLESTADO DE SECCI 89.7 M 32.7 BOOLSWITCH SECC 89.4.1 M 33.0 BOOLSECCIONAD 89.4.1 M 33.1 BOOLSWITCH SECCI 89.5.1 M 33.2 BOOLestado secc89.5.1 M 33.3 BOOLSWITCH 89.6.1 M 33.4 BOOLESTADO SECC 89.6.1 M 33.5 BOOLSWITCH SECC 89.7T M 33.6 BOOLSECCIONADOR 89.7T M 33.7 BOOLSWITCH DISYUNT 52T M 34.0 BOOLDISYUNTOR 52T M 34.1 BOOLSWITCH RECONEC 52.1 M 34.2 BOOLRECONECTAD 52.1 M 34.3 BOOLFALLA RECONECT 52.1 M 34.4 BOOLAUX 1 M 34.5 BOOLBLOQ RECONECT 52.1 M 34.7 BOOLAUX 2 M 35.1 BOOLINTLOCK DISYUNTOR 52.0 M 35.3 BOOLINTLOCK DISYUNT 52T M 35.4 BOOLestado barr transf M 35.5 BOOLestado barra 13.8kv M 35.6 BOOLestad transf 1 M 35.7 BOOLESTADO TRANSFER 2 M 36.0 BOOLINTLOCK RECONEC52.1 M 36.1 BOOLINTLOCK 89.4 M 36.2 BOOLINTLOCK SEC89.4.1 M 36.3 BOOLESTADO DE ALIMENTADOR 1 M 36.4 BOOLESTADO DE RECON 52.2 M 36.5 BOOLINTERLOCK SECCI 89.5 M 36.6 BOOLBLOQUEO RECONECTADO 52.2 M 36.7 BOOLFALLA RECONECT 52.2 M 37.0 BOOLINTERLCOK 89.5.1 M 37.2 BOOLSWITCH RECC 52.2 M 37.3 BOOLAUX 1 R2 M 37.4 BOOLINTERLOCK RECC 52.2 M 37.5 BOOLAUX 2 R2 M 37.6 BOOLESTADO ALIMENTADOR2 M 37.7 BOOLESTADO RECONECTAD 3 M 38.1 BOOLINTERLOCK 89.6 M 38.2 BOOLINTERRLOCK 89.6.1 M 38.3 BOOLSWITCH RECC 52.3 M 38.4 BOOLFALLA RECONECT 52.3 M 38.5 BOOLBLOQUEO RECONECTADO 52.3 M 38.6 BOOLAUX 1 R3 M 38.7 BOOLAUX 2 R3 M 39.1 BOOLINTERLOCK RECC 52.3 M 39.2 BOOLESTADO ALIMENTADOR 3 M 39.3 BOOLALERTA SOBRECARGA TRAFO M 39.4 BOOLRESET ALERT. SOBREC TRAF M 39.5 BOOLALARMA SOBRECARGA TRAF M 39.6 BOOL

Status Symbol Address Data type CommentRESET ALARM. SOBREC TRAF M 39.7 BOOLINDICADOER DE FALLA AL2 M 58.0 BOOLALARMA DE PRESION EN DIS M 58.2 BOOLCOMPAR ALAR SOBRECOR TRA M 58.4 BOOLRESET FALLA SOBRECURR TR M 58.5 BOOLOFF DISYUNTOR 52.0 M 58.6 BOOLRESET DE FALLA ALI2 M 59.3 BOOLRESET DE FALLA SOBRE AL3 M 59.4 BOOLESTADO SECTOR 1 M 60.0 BOOLINDIC DE ALAR. TEMP. TRA M 60.1 BOOLRESET ALA. TEMP. TRAFO M 60.2 BOOLestado de sector 2 M 60.3 BOOLESTADO SECTOR 3 M 60.4 BOOLESTADO SECTOR 89.4 M 60.5 BOOLESTADO SECTOR 89.5 M 60.6 BOOLESTADO SECTOR 89.6 M 60.7 BOOLPOTENCIAmayor18 M 62.0 BOOLtempTRANSFmayor60 M 62.1 BOOLventiladores ON M 62.3 BOOLINDI. ALARM. NIV ACE TRA M 62.4 BOOLRESET AL. NIV ACE TRAFO M 62.5 BOOLALERTA DE NIV. ACEIT TRA M 63.0 BOOLRESET DE NIV. ACEIT TRAF M 63.1 BOOLALERTA DE TEMP TRAFO M 63.2 BOOLRESET ALAR. TEMP TRAFO M 63.3 BOOLALARME DE TEMP REC1 M 63.4 BOOLRESET ALARM. TEMP 1 M 63.5 BOOLALERTA DE TEMPE. REC 1 M 63.6 BOOLRESET DE ALER TEM REC1 M 63.7 BOOLALT. PRESI. BAJA ALIMEN M 68.0 BOOLRESET. ALT. PRE. BAJ AL1 M 68.1 BOOLALARMA PRES. BAJA AL1 M 68.2 BOOLRESET ALAM. PRES BAJ AL1 M 68.3 BOOLALAERTA SOBRECARG AL1 M 68.4 BOOLRESET ALET. SOBRECAR AL1 M 68.5 BOOLALARMA SOBRECARG AL1 M 68.6 BOOLRESET ALM. SOBRECAR AL1 M 68.7 BOOLALET. TEMP. ALI 2 M 69.0 BOOLRESET ALET. TEMP. ALI 2 M 69.1 BOOLALARMA. TEMP. ALI 2 M 69.2 BOOLRESET ALA. TEMP. ALI 2 M 69.3 BOOLALET. PRESION RECO 2 M 69.4 BOOLRESET ALET PRESION REC2 M 69.5 BOOLALARMA PRESION REC 2 M 69.6 BOOLRESET ALARMA PRESION RE2 M 69.7 BOOLALERTA TEMP. DISYUT 52.0 M 90.0 BOOLRESET ALT TEMP DISY 52.0 M 90.1 BOOLALARMA TEMP DISYUT 52.0 M 90.5 BOOLRESET ALM. TEM DIST 52.0 M 90.6 BOOLALERTA SOBRE CARGA ALI2 M 91.0 BOOLRESER ALRT SOB. CARG AL2 M 91.1 BOOLALARMA SOBRE CARGA ALI2 M 91.2 BOOLRESET ALAM. SOB. CAR AL2 M 91.3 BOOLALERTA TEMP. ALIMENTA. 3 M 91.4 BOOLRESET ALT. TEMP ALIM 3 M 91.5 BOOLALARMA TEMP. ALIEMT. 3 M 91.6 BOOLRESET ALM TEMP. ALIMET 3 M 91.7 BOOLALERTA PRESION DISY 52.0 M 108.0 BOOLRESET ALT. PRS DISY 52.0 M 108.1 BOOLALARMA PRES DISY 52.0 M 108.2 BOOLRESET ALM. PRES. D 52.0 M 108.3 BOOLALERTA BAJO VOLT SEC M 108.4 BOOLRESET ALET BAJ VOL SEC M 108.5 BOOL

Status Symbol Address Data type CommentALARMA BAJO VOLT SEC M 108.6 BOOLRESET ALAERTA BAJ VOL SE M 108.7 BOOLALERTA ALTO VOLT SEC M 109.0 BOOLRESET ALEERTA ALTO V SEC M 109.1 BOOLALARMA ALTO VOLT, SEC M 109.2 BOOLRESET ALRM. ALTO VOLT SE M 109.3 BOOLPOTENCIA_alim_1 MD 0 REALpotencia alim 3 MD 8 REALRELACION DE TRANSFORMACI MD 22 DWORDI/O_FLT1 OB 82 OB 82 I/O Point Fault 1OBNL_FLT OB 85 OB 85 OB Not Loaded FaultCOMPLETE RESTART OB 100 OB 100 Complete RestartRESTART OB 101 OB 101 RestartPROG_ERR OB 121 OB 121 Programming ErrorMOD_ERR OB 122 OB 122 Module Access ErrorVAT_1 VAT 1

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