Anexo 2 EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y COMUNICACIONES.pdf

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CONCURSO ABIERTO No. 006 ESTUDIO PARA LA DETERMINACIN DE UNIDADES

CONSTRUCTIVAS STN, STR y SDL

EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIN Y COMUNICACIONES

IEB-650-13-01

Revisin 3

Medelln, junio de 2014

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TABLA DE CONTENIDO

LISTA DE TABLAS ............................................................................................................. 3 LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................... 3 LISTA DE ANEXOS ............................................................................................................ 4 ANEXO 1 - DETALLE DE PRECIOS PARA CADA TIPO DE ARQUITECTURA DE

ESTACIN MAESTRA ............................................................................................ 4 ANEXO 2 ANALISIS DE LA CONFORMACIN DE LAS UNIDADES

CONSTRUCTIVAS STN .......................................................................................... 4 ANEXO 3 ANALISIS DE LA CONFORMACIN DE LAS UNIDADES

CONSTRUCTIVAS NIVELES 4, 3 Y 2 ..................................................................... 4 1 INTRODUCCIN .................................................................................................... 1 2 ANTECEDENTES ................................................................................................... 2 2.1 PROPUESTA .......................................................................................................... 2 3 CONCEPCIN GENERAL DE UN SISTEMA DE CONTROL .................................. 4 3.1 CONCEPTO DEL CONTROL DEL SISTEMA ELCTRICO .................................... 4 3.2 CONCEPTO DE PROTECCIN DEL SISTEMA ELCTRICO ................................ 4 3.3 SISTEMA DE CONTROL ........................................................................................ 5 3.4 ESTRUCTURA DE LOS NIVELES DE CONTROL .................................................. 7 3.4.1 SISTEMA DE CONTROL DE SUBESTACIONES ................................................... 7 3.4.2 RED DE COMUNICACIONES ............................................................................... 14 3.4.3 ESTACIN MAESTRA .......................................................................................... 15 3.5 CONSIDERACIONES OPERATIVAS Y DE DISEO DE LA SALA DE

CONTROL ............................................................................................................. 16 3.5.1 ASPECTOS DE ARQUITECTURA ........................................................................ 17 3.5.2 DISEO DE LA SALA DE CONTROL ................................................................... 18 4 ELEMENTOS ACTUALES DE CONTROL SEGN RESOLUCIN CREG

097 DE 2008 (DISTRIBUCIN) ............................................................................. 22 4.1 DENTRO DE LAS BAHAS .................................................................................... 22 4.1.1 NIVEL DE TENSIN 2 (N2) .................................................................................. 22 4.1.2 NIVEL DE TENSIN 3 (N3) .................................................................................. 23 4.1.3 NIVEL DE TENSIN 4 (N4) .................................................................................. 25 4.1.4 NIVEL DE CONEXIN AL STN ............................................................................. 26 4.2 CENTRO DE CONTROL ....................................................................................... 28 4.3 EQUIPOS .............................................................................................................. 29 5 ELEMENTOS ACTUALES SEGN RESOLUCIN CREG 011 DE 2009

(TRANSMISIN) ................................................................................................... 31 6 CONSIDERACIONES DE LOS REQUISITOS INCORPORADOS EN EL

CDIGO DE REDES ............................................................................................. 33 6.1 RESOLUCIN CREG 025 DE 1995 ...................................................................... 33 6.2 REQUISITOS COMUNICACIONES ...................................................................... 33

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6.3 REQUISITOS SISTEMA DE REGISTRO DE FALLAS .......................................... 34 6.4 REQUISITOS SISTEMA DE SUPERVISIN Y CONTROL ................................... 34 6.5 CONTRATO DE CONEXIN ................................................................................ 34 6.6 RESOLUCIN CREG 080 DE 1999 ...................................................................... 35 6.7 REQUERIMIENTOS CONVOCATORIAS UPME ................................................... 38 6.7.1 EQUIPOS DE CONTROL Y PROTECCIN .......................................................... 38 6.7.2 SISTEMA DE AUTOMATIZACIN Y CONTROL DE LA SUBESTACIN ............. 39 7 FACTORES EXTERNOS A SER CONSIDERADOS EN LA

REMUNERACION DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS ................................. 45 8 ANLISIS Y PROPUESTA DE REMUNERACIN PARA LAS UNIDADES

CONSTRUCTIVAS DE CONTROL, PROTECCIONES Y MEDIDA OPERATIVA PARA LAS ACTIVIDADES DE TRANSMISIN Y DISTRIBUCIN DE ENERGA ELCTRICA EN COLOMBIA. ............................... 48

8.1 PROPUESTA DE REMUNERACIN DE UC EN LA ESTACIN MAESTRA ........ 48 8.1.1 CRITERIOS PARA DEFINIR LA ARQUITECTURA DE UNA ESTACIN

MAESTRA ............................................................................................................. 48 8.1.2 COMPONENTES PARA LA TIPIFICACIN DE LA ARQUITECTURA DEL

SISTEMA DE CONTROL DE LA ESTACIN MAESTRA ...................................... 50 8.1.3 ANLISIS DE PRECIOS PARA CADA TIPO DE SISTEMA DE CONTROL DE

ESTACIN MAESTRA .......................................................................................... 60 8.2 PROPUESTA DE ASIGNACION DE COSTOS UNITARIOS A LAS UNIDADES

CONSTRUCTIVAS CORRESPONDIENTES A LOS ACTIVOS DE PROTECCIN, CONTROL Y MEDICIN DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIN DE ENERGA ELCTRICA .......................................................... 64

8.2.1 ETAPA 1: ANLISIS Y EVALUACIN DE LA CONFORMACIN DE LAS UC PARA LAS FUNCIONES DE PROTECCIN, CONTROL Y MEDICIN DE SUBESTACIONES DEL STN, EN LA RESOLUCIN CREG 011 DE 2009 ........... 65

8.2.1.1 CONFORMACIN DE LAS UC EN LA RESOLUCIN CREG 011 DE 2009 ......... 65 8.2.1.2 ANLISIS Y CONCLUSIONES ............................................................................. 67 8.2.2 ETAPA 2: ESTIMACIN DE COSTOS DE LOS SISTEMAS DE CONTROL Y

PROTECCIN A PRECIOS ACTUALES DEL MERCADO Y PROPUESTAS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS............................................................................. 68

8.3 PROPUESTA DE REMUNERACIN DE UC PARA LOS ACTIVOS DE PROTECCIN, CONTROL Y MEDICIN DE LOS STR O SDL ............................ 70

8.3.1 ETAPA 1: ANLISIS Y EVALUACIN DE LA CONFORMACIN DE LAS UC PARA LAS FUNCIONES DE PROTECCIN, CONTROL Y MEDICIN DE SUBESTACIONES DE NIVELES DE TENSIN 4, 3 Y 2....................................... 71

8.3.1.1 CONFORMACIN DE LAS UC EN LA RESOLUCIN CREG 097 DE 2008 ......... 71 8.3.1.2 ANALISIS Y CONCLUSIONES ............................................................................. 75 8.3.2 PROPUESTA DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS NIVEL 4 .................................. 75 8.3.3 PROPUESTA DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS NIVEL 3 .................................. 76 8.4 PROPUESTA DE REMUNERACIN DE UC PARA OTROS ACTIVOS DE

CONTROL Y COMUNICACIN DE LOS STR O SDL ........................................... 77

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LISTA DE TABLAS Tabla 1.- Requisitos de rea para un Centro de Control Tpico. ...................................... 19 Tabla 2. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en N2 .................. 22 Tabla 3. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en N3 .................. 23 Tabla 4. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en N4 .................. 25 Tabla 5. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en Conexin al STN ........................................................................................................................................ 26 Tabla 6. Elementos de las Unidades Constructivas en el Centro de Control. ................... 28 Tabla 7.- Unidades Constructivas de Equipos en los Niveles de Tensin 4, 3 y 2. ........... 29 Tabla 8.- UC de Subestaciones de 230 kV. ..................................................................... 31 Tabla 9.- UC de Subestaciones de 500 kV. ..................................................................... 32 Tabla 10.- Tiempos de Respuesta Estipulado para Cada Operacin. .............................. 37 Tabla 11.- Elementos de la Arquitectura de Automatizacin y Control de la Subestacin. 39 Tabla 12.- Tipificacin del Dimensionamiento de los Sistemas de Control a Nivel de la Estacin Maestra. ............................................................................................................ 50 Tabla 13.- Componentes para la Tipificacin de la Arquitectura del Sistema de Control de la Estacin Maestra. ........................................................................................................ 51 Tabla 14.- Esquema de Precios Detallado Aplicable a los Componentes. ....................... 61 Tabla 15.- Resumen de Precios de las Arquitecturas Tpicas de Estacin Maestra en un Sistema de Control. ......................................................................................................... 62

LISTA DE FIGURAS Figura 1.- Esquema Conceptual de la Propuesta del Consultor. ........................................ 3 Figura 2.- Componentes de los Sistemas de Control. ........................................................ 7 Figura 3.- Niveles de Control para los Sistemas Primario y Secundario de una Subestacin. ...................................................................................................................... 9 Figura 4.- Diseo Tpico de una Sala de Control. ............................................................. 20 Figura 5.- Conformacin de UC de N2. ............................................................................ 23 Figura 6.- Conformacin de UC de N3. ............................................................................ 24 Figura 7.- Conformacin de UC de N4. ............................................................................ 26 Figura 8.- Conformacin de UC de Conexin al STN. ...................................................... 27 Figura 9.- Conformacin de UC de Centro de Control. ..................................................... 29 Figura 10.- Jerarqua de Operacin en el SIN. ................................................................. 35 Figura 11.- Arquitectura de Sistema de Control de Estacin Maestra Tipo 1 (SCADA). ... 52 Figura 12.- Arquitectura de Sistema de Control de Estacin Maestra Tipo 2 (SCADA+EMS Operativo). ....................................................................................................................... 53 Figura 13.- Arquitectura de Sistema de Control de Estacin Maestra Tipo 2 (SCADA+DMS Operativo). ....................................................................................................................... 54

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Figura 14.- Arquitectura de Sistema de Control de Estacin Maestra Tipo 2 (SCADA+EMS+DMS Operativos). ................................................................................... 55 Figura 15.- Arquitectura de Sistema de Control de Estacin Maestra Tipo 3 (SCADA+EMS Completo). ....................................................................................................................... 56 Figura 16.- Arquitectura de Sistema de Control de Estacin Maestra Tipo 4 (SCADA+DMS Completo +OMS+CMS+GIS). .......................................................................................... 58 Figura 17.- Arquitectura de Sistema de Control de Estacin Maestra Tipo 4 (SCADA+EMS Completo + DMS Completo +OMS+CMS+GIS). .............................................................. 59 Figura 18.- Comparacin de Precios para los Diferentes Tipos de Arquitecturas de Estacin Maestra. ............................................................................................................ 64 Figura 19.-Conformacin de Unidades Constructivas Segn Resolucin CREG-011 2009. ........................................................................................................................................ 66 Figura 20.- Conformacin de Unidades Constructivas conexin al STN y Nivel 4 Segn Resolucin CREG-097/2008. ........................................................................................... 72 Figura 21. Arquitectura en Anillo Centralizado .................................................................. 8 Figura 22.- Arquitectura en anillo descentralizado ............................................................ 8 Figura 23.- Arquitectura en anillo, segmentacin por niveles de tensin ........................... 9

LISTA DE ANEXOS ANEXO 1 - DETALLE DE PRECIOS PARA CADA TIPO DE ARQUITECTURA DE ESTACIN MAESTRA ANEXO 2 ANALISIS DE LA CONFORMACIN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS STN ANEXO 3 ANALISIS DE LA CONFORMACIN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS NIVELES 4, 3 Y 2

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1 INTRODUCCIN

Las actividades del Contrato CREG-IEB estn orientadas para el ESTUDIO PARA LA DETERMINACIN DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS STN, STR y SDL -SIC. La Etapa inicial del Estudio comprende el establecimiento del marco conceptual de los sistemas de control y la revisin de las UC actualmente remuneradas por la CREG. En el desarrollo de esta Etapa se realiza, en primer lugar, la definicin de los conceptos involucrados para el control, proteccin, medida y comunicaciones. Posteriormente se realiza una revisin de los elementos actuales de control segn las regulaciones vigentes: CREG 097/2008 (Distribucin) y CREG 011/2009 (Transmisin). Finalmente, se realiza una propuesta general de metodologa de configuracin de unidades constructivas para control, protecciones y comunicaciones, estableciendo las recomendaciones para cada caso, ya sea para los sistemas de control de subestaciones del STN o para STR/SDL y para el sistema de control de la estacin maestra. Se incluyen las arquitecturas tpicas propuestas para cada uno de los componentes principales del sistema de control, con un anlisis preliminar de precios.



2 ANTECEDENTES

2.1 PROPUESTA

La propuesta presentada por parte de IEB busca realizar una revisin integral de la forma como se deben considerar el control y las comunicaciones tanto para el STN como para los STR y SDL, dicha revisin partir de una concepcin general del sistema de control y comunicaciones que tiene una subestacin, una baha o un equipo considerando un enfoque de control integral donde se tengan las diferentes necesidades de respaldo, capas de integracin e interaccin, y necesidades de comunicaciones, identificando de esta manera un contenido bsico y mnimo de funciones de control y comunicaciones, para cada una de las capas consideradas, evitando la duplicidad o la confusin de funcionalidades entre los equipos

A partir de dicha concepcin general se propondr el mejor esquema funcional para ser remunerado los sistemas de control y comunicaciones, ya sea mediante la definicin de unidades constructivas generales, por subestacin, por Unidad Constructiva, o por Elemento Tcnico. Adicionalmente, se har una gran claridad acerca de la funcionalidad, alcance de control y complejidad de las Unidades Constructivas y Elementos tcnicos que conforman los equipos de control y comunicaciones, de manera que no queden dudas de la aplicabilidad y definicin a la hora del reporte, evitando malos reportes o reportes que sobredimensionen el alcance real de control y gestin que tienen los diferentes equipos.

Dentro de esta revisin se tendr un especial detalle y cuidado a la hora de definir el tratamiento y conformacin de los Centros de Supervisin y Maniobra y Centros de Control Regional de manera que dar ms claridad y detalle en su estructuracin como Unidades Constructivas y sean claramente diferenciables de los sistemas de control locales de las subestaciones.

Se revisar la pertinencia de incluir algunos equipos como teleprotecciones, Unidades Terminal Remota, Esquemas suplementarios de control, as como las diferentes aspectos donde sean aplicables y donde, y en caso contrario se justificar porqu no se recomienda su inclusin.

Para la definicin del esquema funcional de control y comunicaciones se tendr en cuenta los requisitos tcnicos establecidos en la Resolucin CREG 025 de 1995 (Cdigo de Operacin) y todas aquellas que la hayan modificado, y las responsabilidades de operacin, control, coordinacin y supervisin, establecidas para cada uno de los agentes en la Resolucin CREG 080 de 1999

Conceptualmente se trata de lo siguiente:



Figura 1.- Esquema Conceptual de la Propuesta del Consultor.



3 CONCEPCIN GENERAL DE UN SISTEMA DE CONTROL

Para garantizar tanto la adquisicin de datos, monitoreo y control de equipos, como el anlisis y operacin de un sistema elctrico es necesario adoptar e implementar sistemas de proteccin y control, que permitan la prevencin de incidentes y un manejo adecuado de los posibles riesgos que puedan presentarse.

Estos requerimientos implican la eleccin adecuada de los elementos de proteccin, control y medida que hagan a las instalaciones elctricas fiables y seguras (de acuerdo con su tensin, tipo de instalacin y localizacin), tanto para las personas como para los equipos instalados.

3.1 CONCEPTO DEL CONTROL DEL SISTEMA ELCTRICO

El control en el sistema elctrico se define como el conjunto de recursos (hardware y software) y dispositivos cuya misin es garantizar la explotacin de dicho sistema de una manera segura, econmica y confiable. Por tanto, el control implicar tres grandes reas de actividad:

Medida: Tensiones, corrientes, flujos de potencia activa y reactiva, temperatura, niveles de combustible, etc. (variables analgicas);

Estado: Posicin de interruptores y seccionadores, disponibilidad de todos y cada uno de los elementos del sistema (variables digitales);

Maniobra y gobierno: Capacidad de efectuar conexiones y desconexiones pertinentes, puesta en servicio y fuera de servicio de equipos y dispositivos, regulacin de produccin, regulacin de tomas en carga de los transformadores, etc.

3.2 CONCEPTO DE PROTECCIN DEL SISTEMA ELCTRICO

Se define al sistema de protecciones asociado a una parte del sistema elctrico como el conjunto de dispositivos cuya misin fundamental es detectar y eliminar incidentes en dicho segmento. Entindase como parte del sistema elctrico, cualquier componente de la red elctrica general, desde ella misma hasta un transformador de servicios auxiliares, pasando por generadores, lneas, interruptores, transformadores, barras, etc.

Un incidente (aquel cambio no deseado) puede ser causado por fallas o por variacin de algn parmetro que define la red (apertura intempestiva de un interruptor, sobrecarga, baja tensin, oscilacin de potencia).

Las fallas se desglosan en dos tipos: fallas en serie y fallas en paralelo. Una falla en serie implica un desequilibrio de impedancias en las fases (en el lmite, apertura de una o dos fases), mientras que una falla en paralelo (la ms frecuente y daina para el sistema) implica contacto elctrico entre fase(s) y/o tierra. Por tanto, una falla en paralelo



conllevar siempre un cortocircuito, salvo caso de fallas monofsicas a tierra con el neutro aislado de tierra. Los requisitos de la proteccin son la deteccin del cortocircuito y desenergizacin de ste, en el menor tiempo posible, mediante apertura exclusiva de interruptor(es) que lo alimente(n).

Los sistemas de proteccin deben poner en prctica automticamente las actuaciones y desconexiones necesarias para aislar la falla de la manera ms rpida posible, reduciendo los efectos destructivos de la falta, y poniendo fuera de servicio la parte ms pequea de la instalacin que basta para dejar la falta aislada y al equipo fuera de peligro.

En definitiva, el sistema de protecciones en las instalaciones elctricas debe cumplir los siguientes requisitos:

Seguridad: No actuar cuando no deba hacerlo; Obediencia: Actuar siempre que deba hacerlo; Fiabilidad: Producto de los dos requisitos anteriores. Selectividad: Requisito del sistema de protecciones en virtud del cual, la actuacin

de ste se limita a la desenergizacin, nica y exclusivamente, del escenario de la falla, sin arrastrar a escenarios adyacentes o remotos. Ser la clave para garantizar la continuidad de servicio de una instalacin.

Limitacin y filiacin: Virtud que ayuda a reducir costos de los equipos, al poder instalar interruptores automticos aguas abajo con niveles de prestacin inferior. El interruptor limitador aguas arriba, reduce cualquier intensidad de cortocircuito elevada, y permite por lo tanto, instalar interruptores automticos aguas abajo con poderes de corte inferiores a la intensidad de cortocircuito prevista en su punto de instalacin. La limitacin reduce esfuerzos y la filiacin optimiza el rendimiento.

Toda instalacin elctrica tiene por tanto, que estar dotada de una serie de protecciones que la hagan segura, desde el punto de vista de los conductores y los aparatos a ellos conectados.

3.3 SISTEMA DE CONTROL

Los sistemas de control son usados para adquisicin de datos, monitoreo del estado de los equipos y control de equipos ubicados en subestaciones, centrales de generacin y redes de distribucin. Estos sistemas incluyen la transferencia de datos entre una plataforma computacional maestra (denominada estacin maestra) y una serie de equipos de campo, incluyendo Unidades Terminales Remotas (RTU, por sus siglas en ingls), Controladores Lgicos Programables (PLC, por sus siglas en ingls), Dispositivos Electrnicos Inteligentes (IED, por sus siglas en ingls).

Los equipos de campo recogen informacin, la cual puede ser procesada localmente en las subestaciones y/o ser transferida a la estacin maestra a travs de medios de comunicacin; esta informacin alerta sobre el estado de estos equipos a travs de la visualizacin de la informacin de una manera lgica y organizada, que a su vez permite realizar anlisis y tomar acciones de control, si stas fueran necesarias.



Los sistemas de control son jerrquicos y consisten, principalmente, de los siguientes tres componentes:

Sistema de Control de Subestacin: Consiste de uno o ms dispositivos de interfaz de datos de campo instalados en subestaciones, centrales de generacin y redes de distribucin, por lo general RTU, PLC y/o IED, que interactan con dispositivos de campo para la adquisicin de datos, la deteccin de fallas y control local y que adems puede disponer de dispositivos y una plataforma de software, que hacen posible el control y la supervisin de la subestacin en el mismo lugar en dnde se localiza.

Red de Comunicacin: Se puede disponer de redes locales de datos en las subestaciones, que permiten transferir datos entre los dispositivos de interfaz de campo y las unidades de control con los sistemas de control de la subestacin. Adicionalmente se requiere de un sistema de comunicaciones entre la subestacin y la estacin maestra, por medio del cual se envan a sta ltima, los datos requeridos para la supervisin y control de la red elctrica. El medio para las comunicaciones puede ser fibra ptica, radio, telfono, cable, satlite, etc., o cualquier combinacin de stos.

Estacin Maestra: Una plataforma computacional, la cual permite realizar la operacin de la red elctrica de manera centralizada, a veces denominada como centro de control, estacin maestra, sistema SCADA Central o Unidad Terminal Principal (MTU, por sus siglas en ingls). Normalmente, la estacin maestra est conformada tanto por un conjunto de servidores, estaciones de trabajo y equipos de red LAN/WAN, como de software estndar y/o diseado a la medida, tanto para la interfaz humano mquina (HMI, por sus siglas en ingls) como para las aplicaciones operativas, para dar soporte a los usuarios en la supervisin y control remoto.

La siguiente figura presenta en forma general los tres componentes de los sistemas de control:



Figura 2.- Componentes de los Sistemas de Control.

3.4 ESTRUCTURA DE LOS NIVELES DE CONTROL

Una vez definidos los conceptos de control y proteccin, a continuacin se especifica el detalle de cmo se dividen los tres diferentes componentes de un sistema de control.

3.4.1 SISTEMA DE CONTROL DE SUBESTACIONES

3.4.1.1 Visin Histrica de los Sistemas de Control de Subestaciones Hace cerca de treinta (30) aos, aparecieron los primeros automatismos locales en subestaciones elctricas; siendo utilizados algunos de estos para eliminar las fallas a tierra a travs de procedimientos cclicos de cierre y apertura de alimentadores en subestaciones AT/MT y otros para la permutacin de transformadores en subestaciones

Sistema de Control de Subestacin

Estacin Maestra

Red de Comunicaciones



de EAT/AT. Estos automatismos fueron tan lentos que el personal de operacin y los clientes podan seguir los procedimientos de proteccin y optimizacin. Actualmente las tecnologas de la informacin han avanzado hasta el punto de que pueden implementarse esquemas de proteccin de rea amplia, que estn en condiciones de proteger la totalidad del sistema de potencia, apoyando planes de defensa coordinados. Computadores distribuidos, sincronizacin de tiempo satelital, redes de comunicacin de banda ancha, sistemas inteligentes de automatizacin de subestaciones y unidades de medida fasorial (PMU) estn involucrados en dichos esquemas de proteccin. Dado que la respuesta del personal de operacin, en situaciones de emergencia, puede ser muy lenta si se utiliza tecnologa heredada, el control en condiciones de emergencia pasa por utilizar sistemas de control automatizados para operar globalmente en menos de 0.5 segundos. Mientras tanto tecnologa electromecnica, esttica, electrnica y completamente digital ha sido instalada exitosamente en las subestaciones. El promedio de tiempo de falta de energa al cliente final se ha reducido de 2 das a 10 minutos por ao y hoy en da las empresas elctricas estn orientando el negocio ms a la venta de la calidad de la electricidad que al consumo de electricidad. Histricamente y hasta hace pocos aos, la automatizacin de subestaciones se interpretaba como la presencia de una Unidad Terminal Remota, UTR, con funcionalidad SCADA; apoyada adems esta interpretacin puesto que en muchos casos la interfaz entre los equipos de potencia y el sistema de gestin de la red, estacin maestra, fue la UTR instalada en las subestaciones. Actualmente las capacidades de los equipos que califican bajo esta definicin, es bastante variada; el rango de sistemas de automatizacin de la subestacin puede ir desde simples UTRs, hasta sistemas PC/PLC totalmente en red que manejan entradas/salidas va WAN/LAN y proporcionan servicios avanzados para el mbito de la subestacin e incorporan funciones de automatizacin de la distribucin. Las UTRs eran dispositivos centralizados que contenan una gran cantidad de entradas y salidas, casi sin funciones locales, pero con la funcionalidad de interfaz de comunicacin con la estacin maestra. En contraste con las UTR de subestacin, los sistemas automticos de subestacin ejecutan todas las funciones locales en una estructura ms o menos descentralizada. La funcin de comunicacin de la UTR, tambin es necesaria en el sistema de automatizacin, pero se cambia a una interfaz de comunicacin que en la mayora de los casos se implementa en un Gateway de Comunicacin. Dependiendo de los protocolos de comunicacin utilizados este Gateway tiene la capacidad de conversin de protocolos en las dos vas; este Gateway puede tambin ser identificado como Concentrador Local de Subestacin, pero equipado con la misma funcionalidad del Gateway. Aunque los sistema automticos de subestacin dieron resultados exitosos y fueron ampliamente aceptados, inicialmente estos sistemas se basaron ya sea en soluciones propietarias de comunicacin de cada fabricante o en el uso de estndares de comunicacin de otros dominios de aplicacin, tales como DNP3 o IEC 60870-5-104. Estas soluciones hicieron que la interoperabilidad entre dispositivos de diferentes proveedores, y a veces incluso entre diferentes versiones de dispositivos del mismo proveedor, se convirtiera en una pesadilla de ingeniera, que slo podra ser mitigada mediante costosas conversiones de protocolo o de re- ingeniera. Pasaron ms de 20 aos antes de que los agentes de la industria elctrica levantaran sus voces para solicitar una solucin, en la forma de un estndar de comunicacin de la subestacin, para superar el problema de la interoperabilidad, lo que dio origen a un nuevo protocolo estndar de comunicacin, conocido como IEC 61850 y que adems fue diseado de



manera que se adaptara a los futuros desarrollos tecnolgicos. Desde la versin 1 de este protocolo publicada en el ao 2004 se han implementado ms de 200 de estos sistemas y se espera que contine esta tendencia hacia el futuro.

3.4.1.2 Descripcin Tcnica

La concepcin moderna de los sistemas de control de subestaciones considera los siguientes criterios:

El sistema elctrico de potencia incluye todos los equipos utilizados para generar, transmitir, controlar y asegurar el suministro de la energa elctrica. El sistema se desagrega en un sistema primario y uno secundario1.

El sistema primario est conformado por la parte de alta tensin del sistema y por la cual fluye la energa elctrica; incluye las lneas de transmisin y distribucin, transformadores, interruptores, seccionadores, transformadores de medida, pararrayos, reactores, equipos de compensacin, etc. Los mecanismos de accionamiento de interruptores, seccionadores y cambiadores de tomas bajo carga se consideran parte de del sistema secundario.

El sistema secundario incluye todos los componentes que soportan a la empresa elctrica o al operador de red, para controlar y asegurar el flujo de la potencia elctrica. El sistema secundario puede considerarse con la estructura jerrquica descrita en el numeral 3.4.1 de este documento.

Figura 3.- Niveles de Control para los Sistemas Primario y Secundario de una Subestacin.

1 CIGRE Refurbishement Strategies based on Life Cycle Cost and Technical Constrains, Working

Group B5.08, February 2011, pginas 9 a 13.



Los dispositivos de interfaz de datos de campo instalados en las subestaciones elctricas son los "ojos y odos" en el primer nivel de un sistema de control. Estos dispositivos incluyen entre otros indicadores de posicin de interruptores y seccionadores, dispositivos o sistemas para adquisicin de variables del medio aislante de los transformadores de potencia (Temperatura, humedad, contenido de gases, etc.), indicadores de posicin de los cambiadores de tomas de los transformadores de potencia, medidores de consumo de energa, rels de proteccin, dispositivos para la supervisin de los servicios auxiliares, los cuales proporcionan informacin que establece el estado de la subestacin. Adems, se cuenta con equipos tales como actuadores elctricos para el control de los equipos que permiten su operacin remota.

Sin embargo, antes de que se pueda realizar cualquier automatizacin o control remoto, es necesario convertir los datos transferidos hacia y desde los dispositivos de interfaz de datos de campo a una forma que sea compatible con el lenguaje del sistema de control localizado en la estacin maestra, para que se garantice la interoperabilidad a lo largo del sistema de control. Para lograr esto, se requiere contar en las subestaciones con dispositivos, llmense UTR o Gateway de Comunicaciones, que funcionalmente hacen interoperables las comunicaciones hacia y desde la estacin maestra a travs de protocolos de comunicacin de datos estandarizados. .

Por lo tanto, un sistema de control automatizado para subestaciones elctricas consiste, siguiendo la estructura general que se observa en la Figura siguiente, en un nivel de campo, un nivel de control de baha y un nivel de control de la subestacin.



Figura 4.- Estructura General de Control de S/E.



Nivel de Campo:

El nivel de campo est constituido por los elementos primarios, como por ejemplo, interruptor y seccionador, los cuales se operan desde el mando del propio equipo, o transformadores de medida. A travs de estas unidades, el sistema de control digital realizar:

- Adquisicin de datos analgicos: Tales como corrientes y tensiones, temperatura de equipos, niveles de aceite o presin de gas.

- Adquisicin de datos digitales (Estados): incluye la indicacin del estado del equipo, operacin local y remota, y mantenimiento entre otros.

- Operaciones remotas tales como apertura y cierre de los equipos primarios, ordenadas desde niveles superiores a travs del mando del equipo respectivo.

Nivel de Control de Baha:

El nivel de control de la baha hace referencia a los equipos intermedios asociados a cada baha, tales como armarios, IEDs de control, registradores de fallas, etc. Las funciones que conforman este segundo nivel son:

- Proteccin de la posicin - Proteccin de barras - Proteccin contra fallos en los interruptores - Medicin - Registro de fallas - Enclavamientos - Regulacin de tensin - Control y sealizacin - Mando de los equipos de la baha por operacin de las protecciones de la

subestacin, por automatismos o por accin humana desde la IHM de la subestacin o desde la estacin maestra.

Este nivel es el encargado de interactuar directamente con el nivel de campo, obteniendo los datos con entradas y salidas analgicas y digitales.

El equipo electrnico (Intelligent Electronic Devices, IED) que se emplear para la baha, es un terminal multifuncin que incluye las funciones de control de la baha, las funciones de proteccin de la baha, medidas, funcin oscilografa, sealizacin del estado de la baha, etc, siendo posible y de acuerdo con los requerimientos de confiablidad y disponibilidad, implementar las funciones, de manera fsica, en uno o varios IEDs.

A este nivel tambin se realiza la automatizacin de los enclavamientos por medio de la lgica programada en la propia unidad de control de la baha.

Los IEDs se comunican mediante un protocolos de red estndar, que puede ser IEC 61850, IEC 60870-5-104, o DNP sobre TCP/IP, que permiten implementar redes de



comunicacin para el intercambio de informacin entre los elementos del propio nivel y niveles superiores de la subestacin.

Nivel de Control de la Subestacin:

El nivel de control de la subestacin engloba las funciones de supervisin, maniobra y control de la instalacin en general, incluyendo los equipos y las bahas de alta, media y baja tensin. Para ello se utiliza una UCS (Unidad de Control de la Subestacin), la cual puede estar constituida por una IHM y un software SCADA instalado en una plataforma computacional o por una Unidad Terminal Remota (RTU) o un Gateway o Concentradores de Datos de Subestacin con su IHM. En la UCS se almacena la totalidad de las seales y medidas de la instalacin y dnde tambin se pueden gestionar diferentes protocolos de comunicacin de datos de tal manera que se garantice la interoperabilidad con la estacin maestra.

La UCS constituye un elemento central para el control de toda la subestacin de un modo integrado. Esta unidad se comporta como un concentrador de seales, medidas y alarmas, el cual manda dichas seales al centro de control mediante protocolos estndares que incluyen IEC 60870-5 101/104 o IEC 60870-6 donde estos datos son procesados, analizados y proveen informacin al personal responsable de la red para tomar las decisiones. La unidad de control de la subestacin se comunica con las protecciones elctricas para adquirir informaciones de supervisin.

3.4.1.3 Diferentes Escenarios para la Implementacin de Sistemas Automticos de Subestacin

En la actualidad una empresa elctrica utilizan, por lo general, en su operacin sistemas de control de diferentes tecnologas, que han aprovechado el advenimiento de los sistemas de automatizacin de subestaciones basadas en software, tecnologa digital y conectados por enlaces seriales en vez de cableado de cobre paralelo rgido, y que se ha venido convirtiendo gradualmente en la norma y no la excepcin, y de las cuales algunas cuentan con soluciones propietarias de comunicacin de los fabricantes, otras hacen uso de estndares de comunicacin de otros dominios de aplicacin, tales como DNP3 o IEC 60870-5-104 y las ms recientes que dispones de protocolos de comunicacin que superan los problemas de interoperabilidad.

Dentro de este mbito de convivencia de diferentes sistemas de control, las empresas elctricas enfrentan situaciones, en que por razones de obsolescencia, falta de repuestos, cumplimiento de regulacin, se hace necesario la conversin tecnolgica de dichos sistemas y que conlleva a que puedan implementar soluciones mejores, ms rpidas y menos costosas; eficiencias que muchas veces pueden estar acompaadas de optimizacin de las redundancias en el sistema. En este escenario se podrn generar nuevos proyectos clasificados de la siguiente manera:

- Nueva construccin, cuando se requiere la sustitucin de: UTRs, paneles de control tipo mmico, anunciadores, registradores de fallas/eventos, sistemas de conexionado,



- Modernizacin significativa o expansin de una subestacin existente: proyectos intensivos en capital que aumentan el nmero de bahas, transformadores de potencia o equipo de campo, podrn incorporar fcilmente proyectos de modernizacin de sistemas de control automticos, a un costo eficiente. Sistemas con tecnologa heredada podrn ser reemplazados o integrados a la nueva infraestructura de los sistemas de control.

- Mejora de las redes WAN a capacidades de alta velocidad, tales como las requeridas por Ethernet y que aplicara para arquitecturas de UTRs, con comunicacin serial con la estacin maestra y que no son compatibles con la alta velocidad de transferencia de datos y de sincronizacin requerida por las redes WAN modernas.

- Reemplazo o suministro de nuevas UTRs, anunciadores, registradores de eventos/fallas o de rels de tecnologas antiguas: la plataforma integrada de los sistemas automticos de control podr incluir las funcionalidades de todos estos equipos dedicados, adems de funciones adicionales, y todo ello con una significativa reduccin de precios.

3.4.1.4 Evolucin Esperada de los Sistemas de Control en el mbito Colombiano

En lo que respecta a STN, UPME ha convocado para el perodo 2014 a 2018, la construccin de redes de alto voltaje en Colombia, que incluye trece (13) proyectos de subestaciones, lneas y transformador de potencia de 230 y 500 kV, los cuales contemplan asignar estos proyectos a entidades Transmisoras. Bajo este escenario, las caractersticas tcnicas de los sistemas de control de estos proyectos, cumplirn como mnimo, con las funcionalidades y aspectos tcnicos descritos en el numeral 6.3 de este documento. Es decir se podr con sistemas automticos de control de ltima tecnologa.

Para la actividad de distribucin una empresa elctrica ya desarroll un proceso de evaluacin tecnolgica, orientado a establecer un estndar de ltima generacin .para protecciones, telecontrol y medida, junto con el programa que permita adoptar en las subestaciones existentes en Nivel 4, dicho estndar. Otra empresa ha ido ms all y ya ha reemplazado cerca del 40% de los sistemas de control instalados en subestaciones de Nivel 4 hace cerca de 10 aos, con tecnologas digitales, pero utilizando lenguajes de comunicacin propietarios o no interoperables, por sistemas de ltima generacin; l programa de reemplazo, incluyendo sistemas de control de Nivel 3, est planificado para continuar en el 2014 y 2015.

3.4.2 RED DE COMUNICACIONES

El objetivo de la red de comunicaciones es proporcionar los medios por los cuales los datos pueden ser transferidos entre los equipos de comunicacin de la estacin maestra y las UCS instaladas en las subestaciones o viceversa. La red de comunicaciones est conformada por los equipos y medios necesarios para transferir datos desde y hacia diferentes sitios de acuerdo a las necesidades de la operacin. El medio utilizado puede ser o bien por cable de fibra ptica, PLC, telfono o radio.

Histricamente, las redes de sistemas de control han contado con redes dedicadas, sin embargo, con el aumento de la instalacin de soluciones LAN/WAN corporativas para la



creacin de redes entre oficinas, existe la posibilidad de integrar las redes de los sistemas de control en estas redes corporativas. La principal ventaja de este esquema es que no hay necesidad de invertir en una red de comunicaciones separada para los propsitos operativos. Adems, existe hay un camino fcil para la integracin de los datos operativos con las aplicaciones corporativas existentes, tales como sistemas de gestin del trabajo, bases de datos histricas, Sistemas de Informacin Geogrfica (GIS, por sus siglas en ingls) y otros sistemas de diseo y planeamiento.

3.4.3 ESTACIN MAESTRA

La plataforma computacional de la estacin maestra en un sistema de control puede variar desde un solo servidor y estacin de trabajo hasta una compleja red de servidores distribuidos, lo cual depende de la complejidad del sistema elctrico a ser monitoreado y controlado y de los requisitos de respaldo, redundancia, dimensionamiento, disponibilidad y desempeo del sistema de control.

Estos sistemas cuentan con facilidades para la visualizacin de la informacin y para la interaccin del usuario con el sistema, normalmente denominada Interfaz de Usuario. Todos estos equipos, se conectan a travs de una red local de datos (LAN) de alta velocidad normalmente de 100/1.000 mbps, que en la mayora de los casos son redundantes. Los sistemas de control actuales son capaces de ofrecer monitores de alta resolucin y/o un sistema de video proyeccin de gran tamao para mostrar una interfaz grfica de usuario.

Por otro lada, la estacin maestra contar con los diferentes componentes de software requeridos para su operacin. Estos componentes de software son bsicamente dos: software del sistema (sistema operativo y sistemas de gestin y control de la configuracin) y software de aplicaciones.

El software del sistema es comn para todos los dispensables y es fundamental para la operacin de la plataforma computacional, este software tpicamente incluye:

El sistema operativo de los servidores, computadores y estaciones de trabajo: Este software puede basarse en sistemas operativos populares UNIX, MS-Windows o Linux.

Software de gestin de red: Software necesario para controlar y gestionar los equipos de la red de comunicaciones.

Software para la gestin de la base de datos.

El software de aplicaciones puede ser de dos tipos: SCADA comn para todo tipo de empresa y aplicaciones de gestin que depender de la naturaleza del negocio de la empresa, estos son:

El SCADA corresponde a todo el software que se encarga de la transmisin y recepcin de datos desde y hacia los sistemas de control de subestacin, el software para procesamiento de datos y eventos, el software para el control remoto y el software para la visualizacin del sistema que proporciona la interfaz



grfica del usuario para ver pginas de alarmas, curvas de tendencias y funciones de control. El Sistema SCADA tambin incluye tanto los controladores de protocolo que es necesario para el control de la traduccin e interpretacin de los datos entre los extremos de los enlaces de comunicaciones del sistema como las interfaces con aplicaciones externas.

Las aplicaciones de gestin, son funciones avanzadas que permiten realizar la gestin de la transmisin (EMS, por sus siglas en ingls), la gestin de la distribucin (DMS, por sus siglas en ingls), la gestin de la generacin (GMS, por sus siglas en ingls) o la gestin de mercados de energa (MMS, por sus siglas en ingls).

La siguiente figura presenta una arquitectura tpica de una estacin maestra con sistemas redundantes y funcionalidad distribuida:

Figura 5.- Arquitectura Tpica de una Estacin Maestra.

3.5 CONSIDERACIONES OPERATIVAS Y DE DISEO DE LA SALA DE CONTROL

En el diseo de las estaciones maestra para los sistemas de control se debern tener en cuenta las siguientes consideraciones operativas para la sala de control:

1. Espacio para los Consolas de Operacin: la sala de control deber tener las dimensiones adecuadas para instalar las consolas de trabajo y el equipo

RED

WANLA

N C

CA

LA

N C

C B Aplicaciones de

Anlisis de Red

Bases de Datos

Histrica

Sala de Servidores

LAN CC A

LAN CC B

ET1 ET2

Impresoras

Sistema de

Video Proyeccin

|

Equipos en la Sala de Control

ImpresoraSistema de Desarrollo

y/o Ingeniera

DMZ

Router/Firewall

/IPS

Histrico

(Replicado)

Servidor Web

Sistemas Externos

LA

N d

e A

dq

uis

ici

n d

e D

ato

s 1

LA

N d

e A

dq

uis

ici

n d

e D

ato

s 2

Router/Firewall

/IPS

Router/Firewall

/IPS

SCADA

Terminal Server

Conexiones Seriales

Servidores de

Comunicaciones

Sistema de Tiempo

Y Frecuencia



asociado que est exclusivamente dedicado a la operacin, incluyendo estaciones de trabajo, monitores, telfonos, impresoras, PCs de oficina y el sistema de video proyeccin.

2. Espacio para el Sistema de Desarrollo y/o Ingeniera: Para aquellas estaciones maestras que cuenten con este sistema, se debern considerar espacios alternativos a la sala de control.

3. Cuarto de Servidores: Dependiendo del diseo final de la estacin maestra se requerir de espacio para la instalacin de los gabinetes (racks) para los servidores y equipos de comunicacin. Este espacio puede ser propio o compartido con otras facilidades de la empresa.

4. Espacio para Trabajo en Grupo: Se deber prever espacios para facilitar las actividades de trabajo en grupo y la interaccin social de los operadores y de los ingenieros encargados de la operacin. Esto se hace normalmente con la adecuacin de una sala de crisis que tendr doble uso: atender a posibles visitantes al centro de control y como rea de reunin de los encargados de la operacin.

5. Factores Organizacionales: Otro aspecto importante en el diseo del centro de control es el que las reas deben reflejar la asignacin de funciones y responsabilidades del personal correspondiente tanto de los operadores como de los ingenieros. En este caso se prev la instalacin de las consolas de operacin, un puesto para ingeniero de supervisin y una oficina para el jefe del despacho.

3.5.1 ASPECTOS DE ARQUITECTURA

En relacin con los aspectos arquitectnicos a tener en cuenta en el diseo de la sala de control se deber tener en cuenta los siguientes aspectos:

1. Entradas y Salidas a la Sala de Control: La localizacin y nmero de entradas y salidas a la sala de control deben tener en cuenta el nmero de operadores y el acceso a otras reas fuera de la sala de control. Estas entradas y salidas no deben estar dentro del campo visual de trabajo del operador.

2. Control de Accesos: Se recomienda el uso mecanismos electrnicos para el control de accesos a la sala de control, tales como tarjetas de lectura electrnica o lectura biomtrica, adems de cerraduras con teclado numrico. Las consideraciones de puertas especiales incluyen puertas con material resistente a explosiones, puertas que atenan el sonido para edificaciones con alto nivel de ruido, etc.

3. Uso del Espacio: Un valor heurstico para planear el uso de la superficie til es permitir de 9 m2 a 15 m2 por posicin de trabajo (consola de operacin). Esto tiene en cuenta volmenes tpicos de equipos, espacio para sentarse y accesos para mantenimiento. Los requisitos precisos deben basarse en un anlisis de tareas. Esta provisin de espacio se basa en la utilizacin de rea til.



4. Provisin de Espacio Vertical: Como regla generalmente aceptada para este tipo de centros de control, la altura del piso real al techo real debe ser preferiblemente como mnimo 4 m con el fin de incluir pisos falsos, techos falsos, aire acondicionado, sistema contra-incendio, sistemas de iluminacin indirecta y, en caso de ser requerido, la disposicin de sistemas de video proyeccin. En la prctica, ese diseo resulta en alturas efectivas de piso a techo finalizado de al menos 3 m.

5. Distancias de Visualizacin Horizontal y Vertical: Se debe tener en cuenta que para los despliegues visuales en los casos que se tengan sistemas de video proyeccin que necesitan usarse regular o continuamente, la posicin preferida es directamente en frente del operador de la sala de control, de manera que se puedan ver fcilmente cuando se mira sobre la estacin de trabajo.

6. Futuras Expansiones: Las provisiones de espacio en la sala de control deben considerar posibles expansiones planeadas durante su vida til teniendo en cuenta incrementos futuros en carga de trabajo, personal y equipo. La vida til puede estar en el orden de 15 a 20 aos y es necesario considerar hasta un 25% de espacio adicional para permitir la expansin.

7. Consideraciones para la Seguridad del Personal: En el diseo de la sala de control, los requisitos de seguridad del personal deben ser cumplidos por este tipo de edificaciones. Las siguientes consideraciones deben tenerse en cuenta para la proteccin del personal:

a. Sistemas de deteccin de incendio b. Sistemas de deteccin de gases txicos y material inflamable c. Aislamiento del ruido d. Proteccin contra ondas explosivas y fragmentos

8. Consideraciones Ambientales y de Suministro de energa: Otras consideraciones que se deben tener en cuenta desde el punto de vista y diseo arquitectnico son las relativas a los siguientes aspectos:

a. Iluminacin b. Calefaccin y Ventilacin c. Aire Acondicionado d. Suministro de Energa AC e. Planta diesel de emergencia f. Sistema Ininterrumpido de Emergencia (UPS)

3.5.2 DISEO DE LA SALA DE CONTROL

3.5.2.1 Estimativo de Necesidades de Espacio para los Diferentes Ambientes del Centro de Control

Como regla general, no se recomiendan salas de control con espacios muy pequeos o excesivamente grandes. El diseo deber permitir, cuando sea prctico, la comunicacin



verbal directa entre los operadores de la sala de control y evitar espacios muy pequeos entre operadores adyacentes.

En la siguiente tabla se presentan los estimativos normales de los requisitos de espacio para los diferentes ambientes necesarios para un centro de control.

Tabla 1.- Requisitos de rea para un Centro de Control Tpico.

reas Centro de Control Rango de rea

[m2]

A Sala de Control con tres puestos de operacin (2 operadores/1 Supervisor) 80-90

B Sala de Crisis 20-30 C Sala de Desarrollo y/o Ingeniera (Sala QADS) 10-15 D Oficina del Jefe Centro (Segn diseo) 10-15 G Archivo (segn se requiera) 5-10 H Mantenimiento para el sistema de video proyeccin 5-10

I Diversas (Baos, cocineta, etc.) 20-25 J Sala de servidores* 6.00

(*) La sala de servidores se estima para contener dos gabinetes (racks) de servidores y dos paneles para los equipos de comunicaciones. Normalmente esta sala est compartida con otros equipos de la empresa.

La siguiente figura presenta una disposicin tpica de un sala de control con tres (3) puestos de trabajo.



Figura 4.- Diseo Tpico de una Sala de Control.

3.5.2.2 Consideraciones Especiales sobre los Puestos de Trabajo

En la disposicin final de los puestos de trabajo se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones:

1. Ergonoma de los puestos de trabajo: En donde sea posible, se recomienda que los sitios de trabajo y los elementos asociados cumplan con los aspectos ergonmicos que permitan al operador tener un ambiente adecuado para la operacin crtica y estresante de los sistemas elctricos.



2. Factores Fsicos: Las dimensiones y caractersticas de los puestos de trabajo deben tener en cuenta el tamao de los operadores para los cuales se estn suministrando esos tems.

3. Ventanas: La disposicin de las ventanas debe ser considerada. Se debe evitar la ubicacin de las estaciones de trabajo en las que las ventanas estn detrs del operador, ya que esto puede dar lugar a reflejos en la pantalla del monitor. Las ventanas deben tener persianas operables por el usuario.

4. Circulacin de Personal y Acceso para Mantenimiento: La circulacin de personal de la sala de control, personal de mantenimiento y todos los visitantes se debe realizar causando la mnima interrupcin al trabajo de los operadores de la sala de control. Todos los aspectos del diseo de la sala de control deben tener en cuenta requisitos de acceso para mantenimiento.

5. Equipos de la Consola de Operacin: La solucin fundamental para un centro de control de operacin de 7x24), es tener una consola que se adapte a su ambiente. Las consolas deben brindar al usuario final la posibilidad de ubicar lo ms cerca posible la mayora de los materiales, objetos y equipos con los que laboran, con el fin de facilitar la manipulacin de los mismos, mejorar la altura de los planos de trabajo y evitar movimientos excesivos. Estas consolas deben tener una estructura modular resistente y bien diseada.

6. Sistema de Video Proyeccin: En caso de instalacin de un sistema de video proyeccin se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones:

a. En los casos de sistemas elctricos complejos con muchas subestaciones, el diseo de la sala de control debe posibilitar la instalacin de un sistema de video proyeccin, que de mayores facilidades a los operadores.

b. La tecnologa y el tamao de pendern de los recursos financieros con los que cuente la empresa.

c. La ubicacin debe ser tal que considere las limitaciones de visualizacin de ngulos horizontales y verticales. Estas limitaciones deben considerarse al momento de establecer la posicin relativa de las estaciones de trabajo con respecto a la pantalla para asegurar que el usuario pueda ver la zona asignada sin atenuacin indebida de la imagen.



4 ELEMENTOS ACTUALES DE CONTROL SEGN RESOLUCIN CREG 097 DE 2008 (DISTRIBUCIN)

A continuacin se muestran en formato de tablas los elementos que son considerados como elementos de control dentro de las Unidades Constructivas UC, al final del documento como anexo se muestran los nombres de las UC.

4.1 DENTRO DE LAS BAHAS

4.1.1 NIVEL DE TENSIN 2 (N2)

Tabla 2. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en N2

UC ITEM N2S1 Tablero de control, medida y proteccin Lnea N2S1 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N2S2 Tablero de control, medida y proteccin Transformador o Acople N2S2 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N2S3 Tablero de control, medida y proteccin Lnea N2S3 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N2S4 Tablero de control, medida y proteccin Transformador o Acople N2S4 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N2S5 Tablero de control, medida y proteccin Lnea N2S5 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N2S6 Tablero de control, medida y proteccin Transformador o Acople N2S6 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N2S7 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub reducida (Global) N2S8 Tablero de control, medida y proteccin Lnea N2S8 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N2S9 Cables de Control y Fuerza Modulo Metal Clad N2S10 Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad N2S11 Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad N2S12 Celda de medida N2S12 Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad N2S13 Gabinete de proteccin de barras N2S13 Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad N2S15 Cables de Control y Fuerza Modulo Metal Clad N2S16 Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad N2S17 Cables de Control y Fuerza Mdulo Sub Metal Clad N2S18 Celda de medida N2S18 Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad

Grficamente se muestran de esta manera:



Figura 5.- Conformacin de UC de N2.



UC ELEMENTOS TCNICOS N3S1 Tablero de control, medida y proteccin Lnea N3S1 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N3S2 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N3S2 Tablero de control, medida y proteccin Transformador o Acople N3S3 Tablero de control, medida y proteccin Lnea N3S3 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N3S4 Tablero de control, medida y proteccin Transformador o Acople N3S4 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N3S5 Tablero de control, medida y proteccin Lnea N3S5 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N3S6 Tablero de control, medida y proteccin Transformador o Acople N3S6 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N3S7 Tablero de control, medida y proteccin Lnea N3S7 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Encapsulada (Global) N3S8 Tablero de control, medida y proteccin Transformador o Acople N3S8 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Encapsulada (Global) N3S9 Tablero de control, medida y proteccin Lnea N3S9 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Encapsulada (Global) N3S10 Tablero de control, medida y proteccin Transformador o Acople N3S10 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Encapsulada (Global) N3S11 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Metal Clad (Global)



UC ELEMENTOS TCNICOS N3S12 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Metal Clad (Global) N3S13 Tablero de control, medida y proteccin Lnea N3S13 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional reducida (Global) N3S14 Tablero de control, medida y proteccin Transformador o Acople N3S15 Tablero de control, medida y proteccin Transformador o Acople N3S15 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional reducida (Global) N3S16 Tablero de control, medida y proteccin Transformador o Acople N3S16 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional reducida (Global) N3S17 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub reducida (Global) N3S18 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub reducida (Global) N3S19 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) N3S19 Tablero control, medida y proteccin Transformador o Acople N3S20 Tablero control, medida y proteccin Transformador o Acople N3S20 Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Encapsulada (Global) N3S21 Diferencial de barras - cualquier conf Tipo 1 o Tipo 2 N3S22 Diferencial de barras - cualquier conf Tipo 1 o Tipo 2 N3S23 Diferencial de barras - cualquier conf Tipo 1 o Tipo 2 N3S37 Red Lan - Sistema distribuido N3S37 Sistema de gestin de protecciones N3S37 Referencia de tiempo, GPS N3S40 Gabinete control, medida y proteccin







UC ITEM N4S1 Tablero de control, medida y proteccin N4S1 Cables mdulo N4S2 Tablero de control, medida y proteccin N4S2 Cables mdulo N4S3 Tablero de control, medida y proteccin N4S3 Cables mdulo N4S4 Tablero de control, medida y proteccin N4S4 Cables mdulo N4S5 Tablero de control, medida y proteccin N4S5 Cables mdulo N4S6 Tablero de control, medida y proteccin N4S6 Cables mdulo N4S7 Tablero de control, medida y proteccin N4S7 Cables mdulo N4S8 Tablero de control, medida y proteccin N4S8 Cables mdulo N4S9 Tablero de control, medida y proteccin N4S9 Cables mdulo N4S10 Tablero de control, medida y proteccin N4S10 Cables mdulo N4S11 Tablero de control, medida y proteccin N4S11 Cables mdulo N4S12 Tablero de control, medida y proteccin N4S12 Cables mdulo N4S13 Tablero de control, medida y proteccin N4S13 Cables mdulo N4S14 Tablero de control, medida y proteccin N4S14 Cables mdulo N4S15 Tablero de control, medida y proteccin N4S15 Cables mdulo N4S16 Tablero de control, medida y proteccin N4S16 Cables mdulo N4S17 Tablero de control, medida y proteccin N4S17 Cables mdulo N4S18 Tablero de control, medida y proteccin N4S18 Cables mdulo N4S19 Tablero Diferencial de Barras (Una zona) N4S45 Red Lan - Sistema distribuido N4S45 Referencia de Tiempo, GPS N4S45 Sistema de Gestin de Protecciones N4S45 Sistema de Comunicaciones Pblico-conmutada N4S47 Cables modulo





4.1.4 NIVEL DE CONEXIN AL STN

Tabla 5. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en Conexin al STN

UC ITEM N5S1 Sistema Registro de fallas N5S1 Cables mdulo N5S1 Tablero de control, medida y proteccin N5S2 Sistema Registro de fallas N5S2 Cables mdulo N5S2 Tablero de control, medida y proteccin N5S3 Sistema Registro de fallas N5S3 Cables mdulo N5S3 Tablero de control, medida y proteccin N5S4 Sistema Registro de fallas N5S4 Cables mdulo N5S4 Tablero de control, medida y proteccin N5S5 Sistema Registro de fallas N5S5 Cables mdulo N5S5 Tablero de control, medida y proteccin N5S6 Sistema Registro de fallas N5S6 Cables mdulo N5S6 Tablero de control, medida y proteccin



UC ITEM N5S7 Sistema Registro de fallas N5S7 Cables mdulo N5S7 Tablero de control, medida y proteccin N5S8 Sistema Registro de fallas N5S8 Cables mdulo N5S8 Tablero de control, medida y proteccin N5S9 Sistema Registro de fallas N5S9 Cables mdulo N5S9 Tablero de control, medida y proteccin N5S11 Interface de usuario (IHM) N5S11 Red Lan - Sistema distribuido N5S11 Gateway de comunicaciones N5S11 Referencia de Tiempo, GPS N5S12 Sistema Registro de fallas N5S12 Cables mdulo N5S12 Tablero de control, medida y proteccin


Figura 8.- Conformacin de UC de Conexin al STN.



4.2 CENTRO DE CONTROL

Tabla 6. Elementos de las Unidades Constructivas en el Centro de Control.

UC DESCRIPCION CCS1 SCADA TIPO 1. CCS2 SISTEMA DE MANEJO DE ENERGA: EMS TIPO 1 CCS3 SISTEMA DE GESTIN DE DISTRIBUCIN: DMS TIPO 1 CCS4 SISTEMA DE INFORMACIN GEOGRFICO: GIS TIPO 1 CCS5 ENLACE ICCP TIPO 1 CCS6 SISTEMAS DE MEDIDA CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, KWH) TIPO 1 CCS7 SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 1 CCS8 EDIFICIO DE CONTROL TIPO 1 CCS9 SCADA TIPO 2 CCS10 SISTEMA DE MANEJO DE ENERGA: EMS TIPO 2 CCS11 SISTEMA DE GESTIN DE DISTRIBUCIN: DMS TIPO 2 CCS12 SISTEMA DE INFORMACIN GEOGRFICO: GIS TIPO 2 CCS13 ENLACE ICCP TIPO 2 CCS14 SISTEMAS DE MEDIDA CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, KWH) TIPO 2 CCS15 SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 2 CCS16 EDIFICIO DE CONTROL TIPO 2 CCS17 SCADA TIPO 3 CCS18 SISTEMA DE MANEJO DE ENERGA: EMS TIPO 3 CCS19 SISTEMA DE GESTIN DE DISTRIBUCIN: DMS TIPO 3 CCS20 SISTEMA DE INFORMACIN GEOGRFICO: GIS TIPO 3 CCS21 ENLACE ICCP TIPO 3 CCS22 SISTEMAS DE MEDIDA CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, KWH) TIPO 3 CCS23 SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 3 CCS24 EDIFICIO DE CONTROL TIPO 3 CCS25 SCADA TIPO 4 CCS26 SISTEMA DE MANEJO DE ENERGA: EMS TIPO 4 CCS27 SISTEMA DE GESTIN DE DISTRIBUCIN: DMS TIPO 4 CCS28 SISTEMA DE INFORMACIN GEOGRFICO: GIS TIPO 4 CCS29 ENLACE ICCP TIPO 4 CCS30 SISTEMAS DE MEDIDA CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, KWH) TIPO 4 CCS31 SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 4 CCS32 EDIFICIO DE CONTROL TIPO 4




Figura 9.- Conformacin de UC de Centro de Control.

4.3 EQUIPOS

Se definen Unidades Constructivas de equipos en los niveles de tensin 4, 3 y 2, que corresponden a elementos no incluidos en las UC de subestaciones del respectivo nivel de tensin y que el OR puede reportar en forma separada, en caso de contar con estos equipos en su sistema.

Tabla 7.- Unidades Constructivas de Equipos en los Niveles de Tensin 4, 3 y 2.

UC DESCRIPCION N4EQ1 UNIDAD DE ADQUISICIN DE DATOS N4EQ3 ARMARIO CONCENTRADOR (MARSHALL IN KIOSK) N4EQ4 UNIDAD DE CALIDAD DE POTENCIA (PQ) CREG 024 DE 2005 N4EQ5 ENLACE DE COMUNICACIONES SATELITAL N4EQ6 ENLACE DE COMUNICACIONES MICROONDAS N4EQ7 ENLACE DE FIBRA PTICA N4EQ8 SISTEMA DE COMUNICACIONES POR ONDA PORTADORA N4EQ9 SISTEMA DE TELEPROTECCIN N4EQ10 INTERFACE DE USUARIO (IHM) N4EQ11 UNIDAD TERMINAL REMOTA



UC DESCRIPCION N4EQ12 GATEWAY DE COMUNICACIONES N3EQ1 EQUIPO DE MEDIDA N3EQ16 UNIDAD DE ADQUISICIN DE DATOS NIVEL 3 N3EQ18 ARMARIO CONCENTRADOR (MARSHALL IN KIOSK) N3EQ19 UNIDAD DE CALIDAD DE POTENCIA (PQ) CREG 024 DE 2005 N3EQ20 INTERFACE DE USUARIO (IHM) N3EQ21 GATEWAY DE COMUNICACIONES N3EQ22 ENLACE DE COMUNICACIONES SATELITAL N3EQ23 ENLACE DE COMUNICACIONES MICROONDAS N3EQ24 ENLACE DE FIBRA PTICA N3EQ25 UNIDAD TERMINAL REMOTA N3EQ26 SISTEMA DE TELEPROTECCIN N3EQ30 INDICADOR FALLA SUBTERRANEO NIVEL 3 N2EQ7 CONTROL DE BANCOS DE CAPACITORES N2EQ14 EQUIPO DE MEDIDA (RESOLUCIN CREG 099 DE 1997) N2EQ15 INDICADOR FALLA MONOFSICO N2EQ44 UNIDAD DE ADQUISICIN DE DATOS NIVEL 2 N2EQ46 ARMARIO CONCENTRADOR (MARSHALL IN KIOSK) N2EQ47 UNIDAD DE CALIDAD DE POTENCIA (PQ) CREG 024 DE 2005



5 ELEMENTOS ACTUALES SEGN RESOLUCIN CREG 011 DE 2009 (TRANSMISIN)

El anlisis realizado en esta seccin se apoya en una arquitectura tpica de los sistemas de automatizacin de subestaciones SAS o sistemas de control coordinados que considera los siguientes tres niveles:

Nivel 0 incluye el equipo de campo convencional, los registradores de fallas, los contadores o medidores multifuncionales y las protecciones.

Nivel 1 incluye los controladores de campo o dimetro y cables de fibra ptica para su conexin al sistema central para las configuraciones de interruptor y medio o controladores de baha para las configuraciones de barras.

Nivel 2 incluye estaciones de operacin, estaciones de ingeniera, Gateway, red LAN, software, controlador de servicios auxiliares.

La arquitectura propuesta se ve reflejada de la siguiente manera en la composicin de la Unidades Constructivas:

Los registradores de falla, los medidores multifuncionales, las protecciones del nivel 0 y los controladores de campo de nivel 1, se valoran como parte de las Unidades Constructivas de las bahas para cada una de las configuraciones en los niveles de 230 y 500 kV.

Los equipos y componentes del nivel 2 hacen parte del llamado Mdulo Comn que se define como el conjunto de equipos comunes que sirven a toda una subestacin, tales como servicios auxiliares, sistema de control coordinado comn, etc.

Y de esta manera se establecieron las siguientes UC:

Tabla 8.- UC de Subestaciones de 230 kV.

UC DESCRIPCION CONFIGURACIN SE201 BAHA DE LNEA BS SE202 BAHA DE TRANSFORMADOR BS SE203 BAHA DE LNEA BPT SE204 BAHA DE TRANSFORMADOR BPT SE205 BAHA DE LNEA DB SE206 BAHA DE TRANSFORMADOR DB SE207 BAHA DE LNEA DBT SE208 BAHA DE TRANSFORMADOR DBT SE209 BAHA DE LNEA DBB SE210 BAHA DE TRANSFORMADOR DBB SE211 BAHA DE LNEA IM SE212 BAHA DE TRANSFORMADOR IM SE213 BAHA DE LNEA AN SE214 BAHA DE TRANSFORMADOR AN SE215 BAHA DE LNEA EDB SE216 BAHA DE TRANSFORMADOR EDB



UC DESCRIPCION CONFIGURACIN SE217 BAHA DE LNEA EDBT SE218 BAHA DE TRANSFORMADOR EDBT SE219 CORTE CENTRAL IM SE220 BAHA DE TRANSFERENCIA BPT SE221 BAHA DE TRANSFERENCIA DBT SE222 BAHA DE ACOPLE DB Y DBT SE223 BAHA DE ACOPLE DBB SE224 BAHA DE ACOPLE EDB Y EDBT SE225 BAHA DE SECCIONAMIENTO DB SE226 BAHA DE SECCIONAMIENTO DBT SE227 BAHA DE SECCIONAMIENTO DBB SE228 BAHA DE SECCIONAMIENTO EDB Y EDBT SE229 MODULO DE BARRAJE TIPO 1 BS SE230 MODULO DE BARRAJE TIPO 1 BPT, DB Y DBB SE231 MODULO DE BARRAJE TIPO 1 DBT SE232 MODULO DE BARRAJE TIPO 1 IM SE233 MODULO DE BARRAJE TIPO 1 EDB Y EDBT SE234 MODULO DE BARRAJE TIPO 2 BPT SE235 MODULO DE BARRAJE TIPO 2 DB Y DBB SE236 MODULO DE BARRAJE TIPO 2 DBT SE237 MODULO DE BARRAJE TIPO 2 IM SE238 MODULO DE BARRAJE TIPO 2 EDB Y EDBT SE239 DIFERENCIAL DE BARRAS TIPO 1 BS SE240 DIFERENCIAL DE BARRAS TIPO 1 TODAS, EXCEPTO BS Y AN SE241 DIFERENCIAL DE BARRAS TIPO 2 TODAS, EXCEPTO BS Y AN SE242 MODULO COMN TIPO 1 TODAS, SE243 MODULO COMN TIPO 2 TODAS, EXCEPTO BS

Tabla 9.- UC de Subestaciones de 500 kV.

UC DESCRIPCION CONFIGURACIN

SE501 BAHA DE LNEA DBT SE502 BAHA DE TRANSFORMADOR DBT SE503 BAHA DE LNEA IM SE504 BAHA DE TRANSFORMADOR IM SE505 CORTE CENTRAL IM SE506 BAHA DE ACOPLE DBT SE507 MODULO DE BARRAJE TIPO 1 DBT SE508 MODULO DE BARRAJE TIPO 1 IM SE509 MODULO DE BARRAJE TIPO 2 DBT SE510 MODULO DE BARRAJE TIPO 2 IM SE511 DIFERENCIAL DE BARRAS - TIPO 1 DBT E IM SE512 DIFERENCIAL DE BARRAS - TIPO 2 DBT E IM SE513 MODULO COMN TIPO 1 DBT E IM SE514 MODULO COMN TIPO 2 DBT E IM



6 CONSIDERACIONES DE LOS REQUISITOS INCORPORADOS EN EL CDIGO DE REDES

6.1 RESOLUCIN CREG 025 DE 1995

La Resolucin CREG 025 de 1995, Cdigo de Redes, establece en relacin a los sistemas de control medida y proteccin los siguientes aspectos

En el apartado del Cdigo de Conexin se especifican los requisitos que deben cumplir las conexiones nuevas, en general y en particular para generadores y lneas de trasmisin.

Los equipos o funcionalidades que se requieren se dividen en:

Equipos de Telecomunicaciones Equipos de Medida Sistema de registro de fallas Esquema de proteccin Sistema de supervisin y control

Es importante analizar cul es el objetivo o funcin ltima de cada uno de los equipos y funcionalidades con el fin de determinar, bajo las arquitecturas y equipos de control actuales cuales son los requerimientos y como se deben suplir.

6.2 REQUISITOS COMUNICACIONES

En cuanto a las comunicaciones el objetivo es contar con un medio de comunicacin entre el agente responsable de los activos y el Centro de Control (CND y/o CRD) con el fin de que haya un control operativo correcto de los mismos.

Inicialmente, los requisitos de telecomunicaciones son Servicio de telefona operativa Teleproteccin. Servicio de comunicacin de emergencia Servicio de telefax. Equipo de supervisin y control Equipo de registro de fallas Informacin comercial, segn Cdigo de Medida.

De estos servicio se observa que unos son equipos requeridos para las comunicaciones de manera directa entre operador y operador para la coordinacin operativa, y los otros son equipos relacionados con l envi de informacin para la supervisin.



El requisito exige tener los canales de comunicacin que permitan la transmisin de las comunicaciones y la informacin adicional derivada de los equipos de protecciones, de los sistemas de registro de fallas y las unidades de terminal remota (o concentradores de datos de subestacin), desde las instalaciones del agente hasta el CND o CRD.

6.3 REQUISITOS SISTEMA DE REGISTRO DE FALLAS

Los requisitos relacionados con el sistema de registro de fallas, adems de los medios adecuados para la transmisin de la informacin, se encuentran asociados a la normatividad aplicable, las variables que se deben registrar, la rata de muestreo, la capacidad de almacenamiento y los formatos y protocolos para el registro y envi de informacin. El sistema de registro de fallas requiere un sistema de sincronizacin de la seal de tiempo.

6.4 REQUISITOS SISTEMA DE SUPERVISIN Y CONTROL

El Cdigo de Redes presenta los principios generales, las caractersticas tcnicas de los equipos y los mecanismos de intercambio de informacin de supervisin y control entre los agentes y el CND y los CRDs.

Se enumeran las medidas y seales digitales requeridas para la supervisin y control las cuales son, dependiendo del tipo de activo a supervisar.

Potencia activa Potencia reactiva Tensin

Las seales digitales son:

Entradas digitales para sealizar la posicin de interruptores, seccionadores y alarmas;

Entradas digitales para sealizar los estados Local-Remoto para telecomandos; Entradas digitales para indicar la posicin de derivaciones de transformadores con

movimiento bajo carga con su indicacin de operacin remota.

6.5 CONTRATO DE CONEXIN

En el Cdigo de Redes se especifica que dentro del contrato de conexin, que debe ser firmado entre el transportador y el agente que se va a conectar, se deben especificar los lmites de responsabilidad en cuanto a los circuitos de proteccin y de control y acuerdos en relacin con el manejo y envi de la informacin requerida para la supervisin y control. Por lo tanto, el registro, manejo y envi de la informacin son aspectos que pueden ser libremente acodados entre los diferentes agentes permitiendo la comparticin de infraestructura, canales de comunicacin y responsabilidades, evitando redundancias en las subestaciones donde se encuentren instalados equipos de 2 o ms agentes.



6.6 RESOLUCIN CREG 080 DE 1999

La Resolucin CREG 080 de 1999 reglamenta las funciones de planeacin, coordinacin supervisin y control entre el Centro Nacional de Despacho (CND) y los agentes del SIN.

En el artculo 2 establece la jerarqua aplicable en el SIN en relacin con la planeacin, coordinacin, supervisin y control de la operacin.

Figura 10.- Jerarqua de Operacin en el SIN.

Las funciones generales asignadas por el regulador a cada uno de los agentes tiene implicaciones en relacin con las necesidades que se le deben reconocer a cada uno en cuanto a equipos y seales de comunicaciones, control y protecciones que le permitan efectivamente realizar dichas funciones.

Las funciones generales que asigna el regulador a los agentes son la planeacin operativa la Supervisin Operativa, la Coordinacin Operativa y el Control Operativo, dichas funciones se asocian a una serie de necesidades, funciones o equipos que requieren los diferentes agentes con el fin de poder cumplir con dichas obligaciones.

Las funciones del CND son las siguientes. Se revisan las funciones del CND debido a que en caso de eventos, el CND puede encargar algunas de sus funciones a otros agentes.

Planeacin Operativa: Planeacin energtica y elctrica y planeacin y programacin del despacho.

Nivel 1

CND

Nivel 2 Transmisores

Nivel 3A

Generadores

Nivel 3B

Operadores de Red



Supervisin Operativa: Supervisin de las variables de operacin de las plantas de generacin y activos de transmisin, adems de las plantas

Coordinacin Operativa: Coordinacin de la operacin integrada del SIN y la coordinacin operativa de las plantas de generacin y activos de transmisin y sub-transmisin. La coordinacin de los activos de uso y conexin se har respetando los lmites operativos declarados por los agentes.

Control Operativo: Control de los equipos requeridos para el AGC y el Control de Voltaje, as como la operacin indirecta de los activos que a su criterio se requiera para garantizar la operacin segura y confiable del sistema.

El CND podr encargar transitoriamente a los agentes que pertenecen a los Niveles 2 y 3B (Artculo 2o. de la presente Resolucin), para que ejerzan total o parcialmente las funciones definidas en los Numerales 2, 3 y 4 del presente Artculo, cuando se presenten eventos que impliquen el aislamiento de una o ms reas del SIN.

La funciones de los transmisores se establecen en el artculo 6 siendo estas:

Supervisin Operativa: Supervisin operativa de los activos de transmisin, tanto de uso como de conexin y enlaces internacionales que sean su responsabilidad y sean representados por l ante el mercado o sean un encargo realizado por otros agentes.

Coordinacin Operativa: Coordinacin con el CND de la operacin y mantenimiento de los activos de transmisin, tanto de uso como de conexin y enlaces internacionales que sean su responsabilidad y sean representados por l ante el mercado o sean un encargo realizado por otros agentes. Adicionalmente, la coordinacin con el CND de los ajustes de las protecciones asociados a estos activos.

Control Operativo: Controlar directamente la ejecucin de maniobras en los activos de transmisin, tanto de uso como de conexin y enlaces internacionales que sean su responsabilidad y sean representados por l ante el mercado o sean un encargo realizado por otros agentes. Adicionalmente, se establecen los tiempos mximos de respuesta ante las instrucciones operativas impartidas por el CND.

Los tiempos de maniobra que se estipulan para cada una de las operaciones son las siguientes:



Tabla 10.- Tiempos de Respuesta Estipulado para Cada Operacin.

Minutos Activos

13 Lneas 220/230 kV

20 Lneas 500 kV

40 Transformadores 220/500 kV

25 Condensadores 220/230 kV

30 Reactores que operen entre 34.5 kV y 500 kV si estn conectados al SIN por interruptor.

40 Para reactores que operen a 500 kV si se debe abrir operativamente la lnea para conectarlos al SIN

40 Equipos de compensacin esttica reactiva que operen a 500 kV

20 Bahas de transferencia y acople

20 Bahas de seccionamiento

10 Otros activos

En estas maniobras no se incluirn los tiempos, cuando por condiciones de sincronismo no cierre un equipo y el CND deba realizar maniobras operativas como: cambio de generacin entre reas, ajustes de tensin y regulacin de frecuencia.

Adems en el prrafo del artculo se establece la obligatoriedad de los agentes de aceptar los encargos que temporalmente les asigne el CND definidas en los numerales 2, 3, y 4 del artculo 3 relacionado con las funciones del CND.

Las funciones de los Operadores de Red son las siguientes:

Planeacin Operativa Elctrica de Corto Plazo: Planear y programar la operacin elctrica de corto plazo de las redes de los STRs y/o SDLs que sean de su propiedad, o de los activos que le hayan sido encargados.

Supervisin Operativa: Supervisar la operacin de los activos de los STRs y/o SDLs que sean de su propiedad o de los activos que le hayan sido encargados. Para efecto de la supervisin en el nivel de tensin IV, el OR deber instalar los equipos requeridos si el CND estima que se requiere para la supervisin a estos activos.

Coordinacin Operativa: Coordinacin con el CND de la operacin de las redes de los STRs y/o SDLs que sean de su propiedad, o de los activos que le hayan sido encargados y el mantenimiento de los activos que sean consignacin nacional.

Control Operativo: Controlar directamente la ejecucin de maniobras en las redes de los STRs y/o SDLs que sean de su propiedad, o de los activos que le



hayan sido encargados. Adicionalmente, se establecen los tiempos mximos de respuesta ante las instrucciones operativas impartidas por el CND.

En caso de que le sean encargados activos del STN tendr las mismas responsabilidades que tiene el transportador y deber cumplir con los mismos tiempos de respuesta para la operacin.

6.7 REQUERIMIENTOS CONVOCATORIAS UPME

A continuacin, se realiza una descripcin de los requerimientos que en cuanto a control, proteccin y comunicaciones, exige la UPME para las ltimas convocatorias para la expansin del STN.

6.7.1 EQUIPOS DE CONTROL Y PROTECCIN

Los equipos de proteccin debern cumplir con las partes pertinentes establecidas en la publicacin IEC 60255 Electrical relays, en la IEC 60870 Telecontrol equipments and systems y en el caso de los registradores de falla, los archivos de datos debern utilizar el formato COMTRADE (Common Format for Transient Data Exchange), recomendacin IEEE C37.111 o en su defecto, el Inversionista deber proveer el software que haga la transcripcin del formato del registrador de fallas al formato COMTRADE, o cumplir con las respectivas normas equivalentes ANSI.

El esquema de proteccin de las lneas nuevas deber consistir en dos protecciones principales de lnea con principio de operacin diferente, o en el caso de que sean dos protecciones de distancia, stas deben tener distintos principios de medicin. El esquema completo deber consistir de rels rpidos para emisin y recepcin del disparo directo transferido; falla interruptor; funciones de recierre y verificacin de sincronismo, proteccin de sobretensin; supervisin del circuito de disparo y registro de fallas. La proteccin de lnea debe dar disparo monopolar y tripolar e iniciar el ciclo de recierre.

El Inversionista deber verificar en sitio la validez de la informacin tcnica disponible en la UPME. El Interventor conceptuar para la UPME el cumplimiento de requisitos de las protecciones segn la Resolucin CREG 025 de 1995, anexo CC4, numeral 3.1.

Las nuevas bahas deben acoplarse al esquema de proteccin diferencial de barras existentes.

Los rels de proteccin, y registradores de fallas debern ser de estado slido, de tecnologa numrica o digital. Los rels de proteccin, y los registradores de fallas deben incorporar dispositivos de prueba que permitan aislar completamente los equipos de los transformadores de medida de los circuitos de disparo, polaridades y del arranque de la proteccin por falla en interruptor, de tal manera que no se afecte ningn otro equipo de forma automtica sin tener que hacer puentes externos. Los equipos debern contar con todos los mdulos, tarjetas y elementos que sean necesarios para las labores de bsqueda de fallas paramtricas de los rels de proteccin y registradores de fallas.



6.7.2 SISTEMA DE AUTOMATIZACIN Y CONTROL DE LA SUBESTACIN

La arquitectura del sistema de automatizacin estar constituida por los subsistemas y equipos que conforman los niveles 0, 1, 2 y 3 segn la siguiente arquitectura:

Tabla 11.- Elementos de la Arquitectura de Automatizacin y Control de la Subestacin.

Nivel Descripcin Modos de Operacin 3 Corresponde a los sistemas remotos de

informacin.

Es la facilidad que debe tener el sistema para ser telecomandado y supervisado desde el centro de control remoto de acuerdo con las normas del CND.

Comunicaciones e interfaces entre niveles 2 y 3. Proporciona la comunicacin entre el Sistema de Automatizacin y los sistemas remotos de informacin

La captura de datos y la transmisin de informacin hacia y desde el sistema remoto deben ser independientes de la IHM de las Subestaciones. Debe ser independiente de cualquier falla en las interfaces de usuario IHM.

2 Corresponde al sistema de procesamiento del Sistema de Automatizacin, controlado

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