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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESCUELA DE INGENIERÍA DISEÑO Y DESARROLLO DEL HMI DE UN SISTEMA SCADA PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN DE ENERGÍA DE 69KV A 13.8kV PROYECTO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO EN ELECTRÓNICA Y CONTROL EDWIN CAMILO BONILLA CHANATAXI MAURO EFRAÍN CÁRDENAS VELASCO DIRECTOR: DR. LUIS CORRALES PAUCAR Quito, Junio del 2003
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ESCUELA POLITÉCNICANACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
DISEÑO Y DESARROLLO DEL HMI DE UN SISTEMA SCADAPARA LA AUTOMATIZACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN DE
ENERGÍA DE 69KV A 13.8kV
PROYECTO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ENELECTRÓNICA Y CONTROL
EDWIN CAMILO BONILLA CHANATAXI
MAURO EFRAÍN CÁRDENAS VELASCO
DIRECTOR: DR. LUIS CORRALES PAUCAR
Quito, Junio del 2003
DECLARACIÓN
Nosotros Edwin Camilo Bonilla Chanataxi, Mauro Efraín Cárdenas Velasco,declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; queno ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional;y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en estedocumento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedadintelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y porla normatividad institucional vigente.
7 7 ¿Edwin Camilo Bonilla Chanataxi Mauro Efraín Cárdenas Velasco
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Edwin Camilo BonillaChanataxi y Mauro Efraín Cárdenas Velasco, bajo mi supervisión.
y///¿^/^
J_
Dr. Luis Corrales PaucarDIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTO
A DIOS, por estar siempre a mi lado a pesar de que lo defraude. Por enseñarme que
las cosas difíciles ya lo hiciste tú.
Edwin Camilo Bonilla Chanataxi
e
AGRADECIMIENTO
A mis padres, Ercilia y Efraín; por su especial dedicación y esmero, quienes mehan enseñado a no perder el rumbo de mi vida, fijar mis objetivos y construir día adía el camino que me lleve a la consecución de mis metas, apoyado en valoresperfectamente definidos; aprendiendo constantemente que un hombre vale nopor los triunfos obtenidos sino por las veces que se levanta de sus fracasos.
Gracias a ellos, mi familia y amigos entrañables, he comprendido que la juventudes época de llenarse de conocimientos, valores, fuerza de carácter, voluntad,confianza, sencillez, detectar mis defectos para convertirlos en retos a superar ymas tarde en logros de dignidad. Mil gracias a todos por tanto amor, comprensióny paciencia.
A la Empresa Eléctrica de Bolívar, por su interés y colaboración en un proyectode suma importancia para su desarrollo y crecimiento. Al Dr, Luis Corrales, por suacertada dirección.
Mil gracias Edwin por compartir tu amistad, confianza, humildad, sabiduría; ysobretodo admiro tu firme convicción y entrega a un proyecto hecho realidad,,.
Mauro
DEDICATORIA
A mis padres, por ¡a vida, su esfuerzo e incondicionaiidad.A mis hermanas Lorena y Gissela, por su respeto, amor y paciencia.
A mí familia, por su cariño, apoyo y ejemplo.A mis amigos entrañables, por ser mis hermanos.
A Verónica, por su corazón.
Mauro
CONTENIDO
RESUMEN j
PRESENTACIÓN.... j¡
CAPITULO 1. AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES
1.1 INTRODUCCIÓN... 1
1.2 SISTEMAS INTEGRADOS............. ....4
1.2.1 FUNCIONES DE UN SISTEMA INTEGRADO 5
1.2.1.1 SISTEMA DE MEDICIÓN, PROTECCIÓN Y CONTROL. 5
1.2.1.2 ADMINISTRACIÓN DE LOS COSTOS DE ENERGÍA. 7
1.2.1.3 MANTENIMIENTO DEL NIVEL DE VOLTAJE....... ..7
1.2.1.4 MANTENIMIENTO DEL FACTOR DE POTENCIA........ 7
1.2.1.5 CONTROL DE GENERACIÓN 7
1.2.1.6 ECONOMÍA DE LOS SISTEMAS INTEGRADOS. 8
1.3 APLICACIÓN DE LOS SISTEMAS SCADA PARA LA
AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES 8
1.3.1 DESCRIPCIÓN.... ., 8
1.3.2 SCADA ...10
1.3.3 NIVELES DEL SISTEMA SCADA 12
1.3.3.1 NIVEL DE INSTRUMENTACIÓN....... ...13
1.3.3.2 NIVEL RTU's.. 13
1.3.3.2.1 CONCEPTO DE RTU.... 13
1.3.3.2.2 ARQUITECTURA DE UNA RTU........ -.13
1.3.3.3 NIVEL DE COMUNICACIONES... .16
1.3.3.4 CENTRO DE CONTROL.......... 17
1.3.3.5 SOFTWARE DE INTEGRACIÓN Y COMUNICACIÓN 18
1.3.3.5.1 CONFIGURACIÓN 18
1.3.3.5.2 INTERFAZ GRÁFICO DEL OPERADOR... 19
1.3.3.5.3 MÓDULO DE PROCESO 19
1.3.3.5.4 GESTIÓN Y ARCHIVO DE DATOS .......20
1.4. MAGNITUDES Y SEÑALES INVOLUCRADAS DENTRO DEL SCADA
APLICADAS A ESTE PROYECTO.......... 20
1.4.1 VOLTAJES.. 21
1.4.2 CORRIENTES......... .21
1.4.3 POTENCIA ACTIVA ..22
1.4.4 SEÑALES ON/OFF 22
1.4.5 DATOS Y SEÑALES AUXILIARES. ..23
1.5 INTERFAZ HOMBRE - MAQUINA 24
1.5.1 INTRODUCCIÓN...... 24
1.5.2 MODELACIÓN DEL INTERFAZ HOMBRE-MÁQUINA 25
1.5.2.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA... 26
1.5.2.2 MODELAR AL USUARIO. 26
1.5.2.3 ANÁLISIS Y DISEÑO DEL SISTEMA 26
1.5.2.4 EVALUACIÓN DEL INTERFAZ...... 27
1.5.3. ALCANCE DEL INTERFAZ PARA EL SISTEMA SCADA 27
1.5.4. LIMITACIONES..... 28
CAPITULO 2. SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN GUARANDA
69KV/13.8KV
2.1 DATOS GENERALES... .30
2.1.1 DATOS ESTADÍSTICOS. 30
2.2 GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN. 33
2.2.1 GENERACIÓN... 33
2.2.2 DISTRIBUCIÓN...... 33
2.3 SUBESTACIÓN GUARANDA.......... 36
2.3.1 CAPACIDAD DE DISTRIBUCIÓN..... 36
2.3.2 CUARTO DE CONTROL SUBESTACIÓN GUARANDA...... 38
2.4 ELEMENTOS CONSTITUTIVOS EN PANELES DE CONTROL
SUBESTACIÓN GUARANDA..... 40
2.4.1 PANEL 1- BATERÍAS Y CARGADOR.......... 41
2.4.2 PANEL 2-TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES 42
2.4.3 PANEL 3- TRANSFORMADOR PARA BARRAS 43
2.4.4 PANEL 4-ENTRADA TRANSFORMADOR 13.8KV 44
2.4.5 PANEL 5- SALIDA GUARANDA-VINCHOA 13.8KV 45
2.4.6 PANELES 6,7 Y 8. 46
2.4.7 ENTRADA RIOBAMBA-69KV... .........47
2.4.8 SALIDA COCHABAMBA-69KV....... .48
2.4.9 SALIDA GUANUJO-69KV.. 49
2.4.10 ENTRADA GIS TRANSFORMADOR 69KV/13.8KV, 5MVA.. 50
CAPITULO 3. DISEÑO DE LA INTERFAZ HOMBRE MÁQUINA
(HMI)
3.1 GENERALIDADES. 53
3.2 SOFTWARE HMI 53
3.3 INTOUCH7.0 54
3.3.1 GENERALIDADES...... .....55
3.3.2 CARACTERÍSTICAS .......55
3.3.3 BENEFICIOS DE INTOUCH 7.O.. 57
3.3.4 PROGRAMACIÓN EN INTOUCH 7.0.......... 58
3.3.4.1 ALGORITMO DE CONTROL Y VISUALIZACIÓN DEL ESTADO DE
UNA VARIABLE DISCRETA .............58
3.3.4.2 ALGORITMO DE COMUNICACIÓN ENTRE LA INTERFAZ Y
DISPOSITIVOS DE MONITOREO Y CONTROL... 60
3.3.4.3 ALGORITMO DE OPERACIÓN CORRECTA DEL SISTEMA..... 60
3.4 DISEÑO HMI.. .61
3.4.1 IMPLEMENTACIÓN DEL INTERFAZ.. 62
3.4.2 PANTALLAS DESARROLLADAS....... 63
3.4.2.1 PRESENTACIÓN. ....64
3.4.2.2 PASSWORD. .66
3.4.2.3 SALA DE CONTROL.... 69
3.4.2.4 PANEL 1- BATERÍAS Y CARGADOR 73
3.4.2.5 PANEL 2- TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES....... 81
3.4.2.6 PANEL 3- TRANSFORMADOR PARA BARRAS 85
3.4.2.7 PANEL 4- ENTRADA DEL TRANSFORMADOR 13.8KV,. 86
3.4.2.8 PANEL 5- SALIDA GUARANDA-VINCHOA 13.8KV ...................89
3.4.2.9 PANEL 6- SALIDA GUARANDA-CDLA. 1° DE MAYO 13.8KV 91
3.4.2.10 PANEL 7- SALIDA GUARANDA-CDLA LA PLAYA 13.8KV ........93
3.4.2.11 PANEL 8- SALIDA GUARANDA-CHIMBO 13.8KV.. 94
3.4.2.12 PANEL INTERPERIE. GIS 69KV-13.8KV... 96
3.4.2.13 PANEL INTERPERIE. ENTRADA 69KV RIOBAMBA-GUARANDA..98
3.4.2.14 PANEL INTERPERIE. SALIDA GUANUJO-69KV ......100
3.4.2.15 PANEL INTERPERIE. SALIDA COCHABAMBA 69KV. 102
3.4.2.16 MENÚ 103
3.4.2.17 CENACE ...110
3.4.2.18 EVENTOS................ ......112
3.4.2.19 GRÁFICO EN TIEMPO REAL... ......113
3.4.2.20 PANTALLAS DEL NIVEL DE ACCESO.. ......114
3.4.2.21 INICIO.......... 114
3.4.2.22 NO AUTOMATIZADA................ ......115
3.4.2.23 A CERCA DE.. 115
3.5 UNIDAD TERMINAL REMOTA.................. ., 117
3.6 RTU PARAELHMI PROPUESTO........ ........................117
3.6.1 DESCRIPCIÓN DE LA RTU. 118
3.6.2 MODULO CONCENTRADO DE ESTACIÓN CDE O CPU........... 120
3.6.3 SUBRACK INTELIGENTE.... 120
3.6.3.1 SUBRACK............. ., 120
3.6.3.2 TARJETA SUPERVISORA DE SUBRACK, TSS. 121
3.6.4 ENTRADAS DIGITALES..... 121
3.6.5 SALIDAS DIGITALES...... 122
3.6.6 ENTRADAS ANALÓGICAS..,. 123
3.6.6.1 TRANSDUCTOR INTEGRADO, TIN...... 123
3.6.6.2 MODULO COMBINADO DE MEDIDA DE POTENCIA Y
ENERGÍA ....123
3.6.6.3 TARJETA DE ENTRADAS ANALÓGICAS.................. 123
3.6.7 FUENTE Y DISTRIBUCIÓN DE AÜMENTADORES... 124
3.6.8 COMUNICACIONES CON CENTRO DE CONTROL... 124
CAPITULO 4. MÓDULO DE SIMULACIÓN DEL HMI
4.1 ANTECEDENTES........ 126
4.2 HARDWARE 128
4.2.1 PLC - MICROLOGIX 1000.. 128
4.2.2 ANALIZADOR DE REDES CVMK-h (CIRCUTOR) 130
4.2.2.1 CARACTERÍSTICAS........ 131
4.2.2.2 MEDIDA.. 131
4.2.2.3 VISUALIZACIÓN Y MEMORIZACIÓN ..........132
4.2.3 CONVERSOR INTELIGENTE RS232-RS485...... ............133
4.2.3.1 CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS.... 133
4.3 COMUNICACIONES..... ...134
4.3.1 PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN... 134
4.3.1.1 MODBUS..... ...................134
4.4 SOFTWARE Y PROGRAMACIÓN..... 136
4.4.1 SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN RSLOGIX 500 136
4.4.2 SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN INTOUCH 7.0........ ....137
4.4.3 TRATAMIENTO DE VARIABLES 137
4.4.4 PROGRAMACIÓN DESARROLLADA 139
4.5 EVALUACIÓN DEL HMI SIMULADO. 158
4.5.1 RESULTADOS OBTENIDOS...... 159
CAPITULO 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES....... 162
5.2 RECOMENDACIONES...................... 164
5.3 BIBLIOGRAFÍA.... ..166
ANEXOS
ANEXO A. MANUAL DE USUARIO
ANEXO B. MANUAL DE OPERACIÓN DEL MÓDULO DE SIMULACIÓN
ANEXO C . ESPECIFICACIONES RTU
ANEXO D. ESPECIFICACIONES ANALIZADOR DE REDES CVMK-H
ANEXO E. ESPECIFICACIONES PLC MICROLOGIX 1000
ANEXO F. DESCRIPCIÓN DE VARIABLES PROGRAMADAS.
RESUMEN
El acelerado desarrollo tecnológico obliga al sector eléctrico a brindar un servicio
completamente eficaz, mediante la disminución del tiempo de suspensión del
mismo y la frecuencia de fallas, poder solucionar problemas que a diario se
pueden presentar en el menor tiempo posible. Para lograr este objetivo es
necesario contar con un sistema de automatización.
El presente proyecto se orienta a diseñar y simular un sistema que permita
monitorear y controlar en tiempo real las variables presentes en el Cuarto de
Control de la Subestación de Distribución de Energía Eléctrica de Guaranda.
Utiliza como software de programación para el Interfaz Hombre Máquina al
Intouch; equipo de visualización y adquisición de datos, el Analizador de Redes
CVM~k y como dispositivo de Control a un PLC.
El Interfaz Hombre Máquina diseñado cumple con todos los requisitos de diseño,
de tal forma que el usuario ocasional pueda manejar la aplicación sin mayor
inconveniente. Los datos adquiridos que se presentan en el Interfaz reflejan la
realidad de las variables medidas tales como voltaje, corriente, frecuencia,
potencia, factor de potencia, distorsión armónica, etc., así como también el
accionamiento y la visualización del estado tanto de pulsadores, breakers,
selectores, registrándose de un manera detallada en un Histórico para posteriores
estudios.
La comunicación entre el Interfaz Hombre Máquina y los dispositivos extemos es
cíclica y a una velocidad de 9600 bps, siendo la adecuada para la transmisión de
datos entre los mismos, la cual se la realiza mediante dos protocolos diferentes
Modbus y Alien Bradley tanto para el dispositivo de adquisición y visualización
como para el control de las variables respectivamente.
El proyecto es la columna vertebral de todo un completo Sistema de Monitoreo,
Supervisión y Control de todas las variables y eventos presentes en la operación
de una Subestación de Distribución de Energía Eléctrica, contiene todos los
algoritmos y elementos necesarios para poner en marcha el proceso de
automatización de una subestación, pero tiene una limitante económica en la parte
de ejecución y puesta en marcha.
/•*
1PRESENTACIÓN
El trabajo realizado se orienta a diseñar y simular un sistema capaz de supervisar,
monitorear y controlar con un alto grado de Habilidad el estado de las variables
eléctricas presentes en el Cuarto de Control una Subestación de Energía Eléctrica.
Como plataforma de programación se ha utilizado Intouch el cual permite crear
aplicaciones Interfaz Hombre Máquina HMI, sistemas donde se puede visualizar e
interactuar con el desarrollo de toda una operación a través de representaciones
gráficas de sus procesos de producción, capaces de enlazar todos los dispositivos
que constituyen el proceso en tiempo real.
En el presente proyecto se analiza detalladamente el desarrollo de un Interfaz
Hombre Máquina, con un completo sistema de seguridad, alarmas, históricos y los
distintos protocolos de comunicación con los dispositivos de adquisición,
visuaiización y control. Sirviendo como base y refuerzo para el aprendizaje de un
HMI.
En el Capítulo 1 se describen los principios básicos y la aplicación de los Sistemas
SCADA a la Automatización de Subestaciones. Se detallan parámetros eléctricos
involucrados en el proyecto y las consideraciones de diseño para realizar un
Interfaz que corresponda directamente a la percepción y la comprensión del
dominio del problema.
En el Capitulo 2 se presentan las características generales, diagramas unifilares y
datos estadísticos correspondientes a la Subestación de Distribución Guaranda 69
KV/13.8 KV. Se realiza una descripción de los elementos que conforman los
Paneles de Control así como también su disposición física.
El Capitulo 3 contempla todo lo relacionado con el diseño del Interfaz Hombre
Máquina propuesto para lo cual se puntualizan las prestaciones del software de
programación Intouch. Se detallan las pantallas diseñadas con sus variables
configuradas para establecer la comunicación entre el HM1 y los dispositivos
externos. Además se presenta las características de una Unidad Terminal Remota
aplicable al proyecto.
En el Capitulo 4 se realiza un detalle de los componentes para la adquisición,
visualización y control de las variables, así como su integración con el Interfaz
desarrollado, para lo cual se desarrolló un Módulo de Simulación, en ei que se
comprueban todos los algoritmos y programación desarrollada para el HML
Finalmente, en el Capitulo 5 se analizan los resultados obtenidos, se presentan
conclusiones y se sugieren recomendaciones para proyectos futuros.
u
CAPITULO 1
AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES
CAPITULO 1
AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES
1.1 INTRODUCCIÓN
Los rápidos cambios en ia industria eléctrica impulsados por los competitivos
niveles de productividad, eficiencia y de calidad de servicio que exige el mercado en
la actualidad, obligan cada vez más a las empresas de energía a disponer de
sistemas más flexibles y seguros que garanticen la menor interrupción posible del
fluido eléctrico. Para lograr este objetivo la automatización de los sistemas de
distribución es prácticamente indispensable y ha producido excelentes resultados
en las empresas de energía que la han implementado. En la actualidad se están
haciendo importantes esfuerzos en hardware y software y en sistemas de
comunicación para automatizar los sistemas de distribución a gran escala, los
cuales normalmente requieren entre sus funciones la reconfiguración de sus
alimentadores o circuitos de distribución.
En el proyecto presente se realizará el diseño y desarrollo de la Interfaz Hombre
Máquina (HMI) de un sistema SCADA, que tendrá como función; supervisar las
variables presentes en una subestación de distribución de energía eléctrica. El HMI
es parte de un complejo sistema de control supervisorio, que involucra una serie de
etapas y aplicaciones integradas, dando lugar al SCADA, cuyas características y
funciones se describen en este capítulo.
Hace dos décadas un sistema S.C.A.D.A. integra una serie de subsistemas
constitutivos, tales como el EMS (Energy Management System- Sistema de Manejo
de Energía), destinado al manejo y control de sistemas de energía, específicamente
a los sistemas de potencia, desde la etapa de generación, pasando por la
transmisión, hasta las subestaciones de distribución.
En las subestaciones de distribución se realiza un control directo de:
> Seccionamiento de energía, cambio de taps en transformadores, apertura y
cierre de seccionadores, conexión y desconexión de bancos de capacitores,
accionamientos de relés e interruptores en general.
> Localización y aislamiento detallas, restauración del servicio, etc.
> Recolección de datos para: planificación, servicio al cliente, proyección de
demanda, etc.
Siendo las funciones del EMS:
> Mejorar la operación, minimizando los costos de producción, pérdidas por
transmisión y evitando sobrecargas.
> Planificar la operación, especialmente en simulación de flujos de carga,
análisis de cortocircuitos, análisis de contingencias, cálculo de costos de
producción, optimización de recursos involucrados, pronóstico de carga, etc.
Una segunda parte desarrollada en forma paralela, constituye el LMS (Load
Management System-sistema de Manejo de Carga), el cual realiza el control de
carga a niveles de voltaje bajos o de servicio, utilizando el contador de energía
domiciliario (por ejempjo), y transmitir el valor medido hacia una central de
procesamiento. Se busca así: reducir los picos de curvas de demanda, control por la
tarifa desde y hacia el cliente, manejar el acoplamiento de cargas, conexión y
desconexión del servicio a! cliente y detección de pérdidas.
Un sistema EMS estuvo asociado a un sistema administrado por un computador
que permite el control supervisorio, adquisición de datos, control automático,
funciones de análisis en la red para generación, transmisión y distribución. Dicho
sistema fue expandido y mejorado para entregar algunas funcionalidades a ios
operadores de distribución; en términos generales, orientando el S.C.A.D.A. al
manejo de subestaciones. Para tal efecto es necesario asociar los equipos de
transmisión y subestaciones de distribución.
Con el soporte brindado por los sistemas LMS (Mappin System) y el incremento de
funciones S.C.A.D.A., se consideró el concepto del Sistema DMS (Distríbutíon
Management System) orientado a un sistema de control por computadora, para un
centro de control que contiene funciones S.C.A.D.A. y también funciones de análisis
en condiciones presentes y futuras de los sistemas de distribución, a fin de soportar
las operaciones de la red de distribución.
El Sistema DMS abarca desde la operación de sistemas de distribución hasta los
sistemas de transmisión, de tai manera que el sistema S.C.A.D.A. pasa a ser una
función del sistema DMS. Dicho sistema está conformado por una amplia cantidad
de aplicaciones, entre las más comunes:
> Análisis de flujo de carga y cortocircuito.
> Control de voltaje y potencia reactiva en alimentadores.
> Reconfiguración de alimentadores o circuitos de distribución.
> Restauración de alimentadores.
> Monitoreo de armónicos.
> Restablecimiento de servicio.
> Gestión de carga en transformadores (TLM).
> Gestión de carga de los consumidores (Load Side Management).
> Gestión de llamadas para reportar fallas en el servicio (Trouble Cali
Management).
> Lectura remota de contadores.
Por otra parte las funciones principales del sistema DMS son:
> S.C.A.D.A. en los alimentadores de una subestación.
> Automatización de una subestación.
> Automatización de alimentadores.
> Análisis de sistema de distribución.
> Interfaces a otros sistemas de computación.
1.2 SISTEMAS INTEGRADOS
Tradicionalmente las funciones de medición, control y protección se realizaban en
forma separada; en la mayoría de casos éstas fueron diseñadas por diferentes
proveedores, con bases de datos diferentes, HMI separadas1.
En la actualidad ios sistemas de computación y comunicación, hardware y software
disponibles permiten la integración de sistemas de medición, control, protección y
monitoreo de variables presentes en una subestación de energía eléctrica, haciendo
comprensible el sistema de medición, mejorando la protección y reduciendo costos,
simplemente centralizando dicho proceso.
La arquitectura de un sistema integrado permite: configurar un sistema para uno o
más propósitos, facilitar la expansión, para añadir más de la misma función, o
añadir más funciones, como por ejemplo, primero medir y después proteger.
Un Sistema Integrado es una combinación de sistemas automatizados que le
permite a una empresa de energía, planear, coordinar, operar y controlar algunos o
todos los componentes de su sistema eléctrico, en tiempo real o fuera de línea. Los
principales elementos que componen un Sistema Integrado pueden clasificarse así:
> Equipos de Maniobra (Reconectadores, Seccionalizadores y Seccionadores)
> Sistema de Control y Adquisición de Datos (S.C.A.D.A.).2
> Sistema de comunicación.
> Hardware instalado en centros de control.
> Paquetes de aplicación (Software).
La infraestructura constituida por los elementos mencionados puede ser costosa,
pero tiene la ventaja de permitir normalmente una inversión por etapas, que
representa desde el comienzo una relación muy alta beneficio / costo. Es conocido
1 Milton AToapanta.CIER-ECUACIER, 19992 http://www.gers.com.co/arttecl_gsa
que el máximo nivel de pérdidas en un sistema eléctrico no debe ser mayor a un
10% y que idealmente debe estar entre un 6 y 8%. En los países en vías de
desarrollo es común que este valor sea superior a un 20%. Por lo tanto, cualquier
esfuerzo destinado a la reducción de las pérdidas es generalmente justificable.
1.2.1 FUNCIONES DE UN SISTEMA INTEGRADO
1.2.1.1 Sistema de Medición, Protección y Control
Permite al Supervisor mantenerse informado de los problemas de la red y
resolverlos rápidamente, debido a que provee una información completa, incluyendo
el estado de: interruptores, seccionadores y alarmas, mediante información de:
voltaje, corriente, potencias activa y reactiva de ¡os circuitos.
Un sistema de monitoreo moderno permite al supervisor observar lo que sucede en
una planta o proceso en la pantalla de su computador. Otro de los beneficios del
monitoreo, es proveer información sobre los problemas que suceden en la red.
En el caso presente por ejemplo, podría proveer información sobre la calidad de la
energía eléctrica, en términos de subidas y bajadas de voltaje.
Es posible disponer de reportes de variables eléctricas en intervalos de tiempo
seleccionados, tales como:
> Medida de voltaje y corriente.
> Potencias activa y reactiva y factor de potencia.
> Distorsiones armónicas de voltaje y corriente, frecuencia.
Históricamente, las comunicaciones por fuera de la subestación eran un privilegio
exclusivo de los operadores, y su propósito principal era conmutar interruptores
para accionar la red eléctrica. Los relés eran electromecánicos; es decir, estáticos, y
tenían que controlarse desde el interior de la subestación. La introducción de relés
de comunicación, artefactos multifunción, han posibilitado obtener las siguientes
funciones:
> Protección del circuito.
> Medición de variables eléctricas.
> Estado de varios artefactos.
> Activar contactos de los equipos.
> Facilitar su instalación, ajuste y mantenimiento
En la actualidad, el número de datos recogidos o calculados en los relés, PLC, y
equipos analizadores; es considerable. No sólo se obtienen las medidas de
variables, sino que también pueden conocer las posiciones de los interruptores. Su
actividad, en tiempo real, proporciona información precisa sobre el comportamiento
eléctrico de la red, además de las condiciones predeterminadas, por ejemplo,
información fundamental a cerca de los disparos y fallas, lo cual es esencial para
ayudar a una rápida reparación. Todos estos dispositivos están integrados en una
red de comunicaciones que lleva información, desde y hacia un computador, que
procesa la información y envía directivas de control (Figura 1.1).
HMI
Mac II Mac II
SCADA
Ethernet TCP/IP
Analizadorde
Redes CVMk
RS-485 ModbusRTU Relés
PLC
Figura 1.1. Configuración de relés, y dispositivos del Sistema Integrado.
1.2.1.2 Administración délos Costos de Energía
La tarea de administrar los costos eléctricos empieza con una comprensión de a
donde va la energía. Esto viene acompañado por el monitoreo del consumo de
energía en varios procesos, departamentos o instalaciones, para identificar
costos de energía y buscar reducciones en la planeacion. Cualquier medida para
reducir costos de energía beneficia a la Empresa.
1.2.1.3 Mantenimiento del Nivel de Voltaje
El mantenimiento del nivel de voltaje dentro de límites establecidos implica:
> Operar capacitores
> Controlaría potencia reactiva de los generadores
> Ajustar las tomas de los transformadores.
Estos sistemas pueden ser diseñados para ajustarse automáticamente a
través de un computador central.
1.2.1.4 Mantenimiento del Factor de Potencia
Existen exigencias de mantener e! factor de potencia dentro de un valor
preestablecido; por lo mismo, es necesario instalar un sistema que permita
mantener el factor de potencia dentro de ese límite.
1.2.1.5 Control de Generación
involucran varias operaciones:
> Dotar del Servicio,
> Cubrir déficit,
> Cubrir en las horas de demanda máxima,
> Permiten controlar las emergencias.
Es deber del sistema eléctrico mantener el servicio en forma continua.
Se puede cortar carga en cargas no importantes o hacer un plan de operación,
tratando de no afectar aquellas áreas sumamente críticas como son: hospitales,
industrias, etc.
1.2.1.6 Economía de los Sistemas Integrados
> Los costos y los requerimientos de espacio son reducidos con sistemas
integrados,
> Se dispone de información en un medio centralizado.
> La disponibilidad de la información en tiempo real hace posible realizar
operaciones con el fin de reducir costos de energía eléctrica y mejorar la
eficiencia.
13. APLICACIÓN DE LOS SISTEMAS S.C.A.D.A. PARA LA
AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES.
1.3.1 DESCRIPCIÓN
El objetivo principal de la automatización industrial consiste en gobernar la actividad
y la evolución de los procesos sin intervención continua del operador humano.
En procesos de fabricación rígidos, de poca variación en el tiempo o de carácter
autónomo, sin interdependencias con otros tratamientos anteriores o posteriores de
los productos, este objetivo se cumple programando sobre los controles locales de
planta las secuencias de control deseadas y cerrando los lazos de regulación
necesarios para mantener los valores de variables en los rangos fijados por las
consignas.
Desgraciadamente, la mayor parte de los procesos industriales no cumplen aquellas
condiciones, sino más bien lo contrario: han de ser flexibles, para adaptar la
fabricación a la demanda de forma continua, y están firmemente interrelacionados
entre sí, por exigencias de factores no sólo específicos de la producción, como la
coordinación de las acciones o la continuidad de! suministro en fabricación en serie,
sino también por otros hasta hace poco ajenos a la producción, como la
minimización de costos, disponibilidad de stocks, la calidad integral del producto.
Estas necesidades obligan a disponer de sistemas automatizados de control de
procesos industriales con un alto grado de complejidad y autonomía de
funcionamiento, y funciones adicionales de supervisión y monitorización del
proceso. Aspectos como la toma (automatizada) de decisiones, la gestión de menús
de producción, la generación de históricos, gestión de alarmas, etc., así como los ya
discutidos referentes al control de calidad y mantenimiento, quedan cubiertos en los
niveles de control de producción y supervisión de planta del modelo jerárquico de
automatización (Figura 1.2).
OtrosSistemas
GESTIÓN
CONTROL DEPRODUCCIÓN
SUPERVISONDE PLANTA
MANDO YREGULACIÓN
- ventanas-estadísticas-planificación-estrategias
-toma de decisiones-menús producción-mantenimiento
-históricos-alarmas
- ejecución de tareas- monitoreo
Figura 1.2. Sistema típico de un control directo de planta.
Los sistemas de interfaz entre usuario y planta basados en paneles de control
repletos de indicadores luminosos, instrumentos de medida y pulsadores e
interruptores cableados de forma rígida y con elevados costes de instalación y
mantenimiento, que cubrían tradicionalmente estas necesidades, están siendo
sustituidos por sistemas digitales que utilizan la informática industrial para
10
¡mplementar el panel sobre la pantalla de un ordenador, constituyendo las así
denominadas Interfaz Hombre-Máquina (HMI).
Con una supervisión inteligente, que permite al operario interactuar con el proceso
de forma dinámica, apoyándose en factores como la capacidad de almacenamiento
y proceso del computador y su facilidad de comunicación con los controladores de
planta, el operador conoce inmediatamente cualquier variación significativa del
proceso mientras observa su evolución a lo largo del tiempo y sus probables
tendencias.
En un sistema típico, el control directo de planta es realizado entonces por los
controladores autónomos digitales y/o autómatas programables, mientras que el
computador, conectado con ellos, realiza las funciones de diálogo con el operador,
tratamiento de la información del proceso y control de producción.
En esta estructura, el computador no actúa directamente sobre la planta, sino que
se limita a la supervisión y control de los elementos de regulación locales instalados
en ella, además de procesar y presentar la información.
Eventualmente, podría también ejercer acciones directas de control (lectura de
sensores, activación/desactivación de actuadores) por medio de un hardware
adicional conectado a sus buses internos, aunque no es ésta la opción más
frecuente.
1.3.2 S.C.A.DA
El computador o computadores se apoyan en la estructura de dispositivos locales,
uniéndose a ellos mediante líneas de interconexión digital (buses de campo, redes
locales) donde se recoge información sobre la evolución del proceso (adquisición de
datos), y envía las órdenes o comandos para el gobierno del mismo (control de
producción): arranque, parada, cambios de producción, etc. Los programas
necesarios y en su caso el hardware adicional que necesiten, se denominan en
general sistemas S.C.A.DA
11
Estos paquetes ofrecen las siguientes prestaciones:
> Supervisión y control.
> Gestión de alarmas.
> Control de calidad.
> Mantenimiento predictivo.
> Creación de informes, avisos y documentación en general.
> Flexible y accesible desde cualquier parte del sistema.
> Debe ser independiente de la tecnología del hardware.
Con ellas se pueden desarrollar aplicaciones basadas en el computador, con
captura de datos, análisis de señales, presentaciones en pantalla, envío de
resultados a disco e impresora, etc. La aplicación constituye por sí misma una
excelente herramienta de integración entre los diferentes departamentos
involucrados en un proceso, desde producción a gestión pasando por calidad,
mantenimiento, etc.
Un S.C.A.D.A3. debe cumplir varios objetivos para que su instalación sea
perfectamente aprovechada:
> Deben ser sistemas de arquitecturas abiertas, capaces de crecer o
adaptarse según las necesidades cambiantes de la empresa.
> Deben comunicarse con total facilidad y de forma transparente, el usuario
con el equipo de planta y con el resto de la empresa.
> Deben ser programas sencillos de instalar, sin excesivas exigencias
hardware y fáciles de utilizar, con interfaces amables con ei usuario
(sonidos, imágenes, pantallas táctiles, etc.).
> Despliegue de información en tiempo real, histórica, gráficos de
tendencias. Indicando el estado de operación de los distintos equipos.
> Restringir cierta información de acuerdo al cliente y aplicación.
> Traspaso de información a bases de datos en servidores.
3 Autómatas Programables. Ed.Marcombo-Barcelona
12
Se utilizan normalmente computadores convencionales como soporte de hardware
de los programas S.C.A.D.A., desde PCs hasta estaciones de trabajo, e incluso
ordenadores personales de sobremesa con alguna protección adicional para
ambientes industriales.
La comunicación con los buses de campo se lleva a cabo mediante ínterfaces serie
estándar, tipo RS-232, RS-422 q RS-485, utilizando los protocolos adecuados
incluidos en el propio S.C.A.D.A.
Otro dato importante a considerar es la cantidad de sinópticos (pantallas gráficas de
representación) que el sistema puede soportar, así como el número máximo de
variables que manipula. Estos datos dan una idea de la información máxima que
puede incluirse en una aplicación.
1.3.3 NIVELES DEL SISTEMA S.C.A.D.A 4
Son los siguientes:
• Nivel de instrumentación.
• Nivel RTUs.
• Nivel de comunicaciones.
• Centro de control.
• Software de integración y operación.
1.3.3.1 Nivel de Instrumentación
En este nivel se toma las variables físicas (voltaje, corriente, señales de estado,
etc.), y las convierte en una señal que pueda ser leída o interpretada por el
operador. El sistema S.C.A.D.A., maneja instrumentación eléctrica o electrónica,
donde previamente la variable física se ha convertido en una señal eléctrica.
Sistemas SCADA para la EERSA. Miiton Damián. EPN 1999
13
1.3.3.2 Nivel RTUs
1.3.3.2. J El concepto de RTU:
Las Unidades Terminales Remotas (RTUs, Remote Terminal Units) son dispositivos
de adquisición de datos y control en campo, cuya función principal es hacer de
interfaz entre los equipos de instrumentación y control local y el sistema de
adquisición de datos y control supervisorio.
Existen dos tipos básicos de RTLTs. La RTU compacta de simple tarjeta, en que
todas las entradas y salidas, CPU, fuente y MODEM están contenidos en una sola
trajeta electrónica; y la RTU modular, que contiene un módulo separado para la
CPU, módulos separados para 1/0 y otros módulos añadidos, normalmente
conectados en un "bakplane" (similar al motherboard de un PC y tarjetas periféricas
conectadas)
1.3.3.2.2 Arquitectura cíe una RTU
La arquitectura de la unidad terminal remota consta típicamente de:
• Módulo de Procesamiento de Información (CPU)
• Módulo de Entrada
• Módulo de Control
• Módulo de Comunicaciones
• Módulo de Sincronización de Tiempo (GPS)
La RTU se la describe como una "caja negra" a través de la cual se adquiere el dato
(analógica y/o digital) de un proceso remoto. Con las siguientes características:
14
• CPU y memoria volátil.
• Memoria No volátil para almacenar programas y datos.
• Capacidad de comunicación, sea a través del pórtico serial o a menudo
mediante un módem de tarjeta.
• Fuente de energía con respaldo de baterías.
• "Wathdog timer", para asegurar que la RTU re-inicie después de una falla.
• Protección eléctrica contra picos de voltaje.
• Interfaces de entrada y salida (1/0) para DI / DO / IA / AO.
• Reloj en tiempo real.
Una unidad terminal remota tiene la capacidad de monitorear un número de
entradas/salidas (1/0) relacionadas con un proceso, analizar y mantener datos en
tiempo real, ejecutar algoritmos de control programados por el usuario, comunicarse
con la estación maestra y en algunos casos, con otras remotas.
La RTU realiza una exploración periódica de las variables del proceso y, a través de
un módulo de comunicación permite el intercambio de dicha información con una
estación maestra (MTU) ubicada en una sala de control central, utilizando diversos
medios de comunicación: línea telefónica, UHF/VHF, microondas, satélite, fibra
óptica u otro medio, a través de puertos auxiliares con otras remotas y/o terminales
portátiles. El protocolo de comunicación, estructura del mensaje y técnicas de
corrección de errores son propias de cada fabricante. Hoy en día, los protocolos de
comunicación más utilizados son el RS 232, RS 485, DNP3.0, IEC 870 y MDLC
MEMORIA
j
r P a *
^
k.
r
PUERTO DECOMUNICACIONES
ENTRADASANALÓGICAS
i
i
i
ENTRADASDIGITALES
á
' i
SALIDASDIGITALES
L
ENTRADASPULSOS
t
' 1
PULSOS DEREGULACIÓN
L
r
SALIDASANALÓGICAS
OTROSSERVICIOS
Figura. 1.3 Estructura de una Unidad Termina! Remota RTU.
15
Unidad Central de Proceso (CPU).- Esta unidad se encarga de controlar la
operación de todas y cada una de las tarjetas y módulos constitutivos de la
RTU.
Salidas Digitales.- Son módulos que cumplen la función de enviar valores
lógicos destinados a control de actuadores, interruptores en general, además
pueden enviar un tren de pulsos para regulación, etc.
Salidas Analógicas.- Estas salidas entregan señales continuas o discretas
que se puede utilizar par el control de regulación o cualquier control en lazo
cerrado o lazo abierto.
Entradas Digitales.- Estas entradas aceptan valores de estado procedentes
de contactos libres de potencial, que indican la ocurrencia o no de un suceso,
o también pueden ingresar valores medidos en formato digital,
Entradas Analógicas.- Estas entradas aceptan valores de corriente o de
voltaje normalizados, que son proporcionales a medidas de magnitudes que
están involucradas en este proceso para e! cual se aplica la definición de
S.C.A.D.A, como ejemplo tenemos: corrientes, voltajes, factor de potencia,
potencia activa, etc.
Entrada de Pulsos.- Por esta tarjeta ingresan pulsos, cuyo valor por unidad
de tiempo, esta en función de una magnitud medida como por ejemplo,
energía.
Puerto de Comunicaciones.- Dependiendo del grado de sofisticación y de
la cantidad de prestaciones, una RTU debe contener algunos puertos de
comunicación, el más importante es el puerto de comunicaciones con el
Centro de Control.La RTU es la unidad terminal remota y tiene como objetivo
adquirir las medidas de las variables eléctricas que vienen de la
instrumentación del campo, y enviarla hacia el Centro de Control en forma
cíclica, cuando se lo solicite, o cuando haya ocurrido algún evento, mediante
protocolos de comunicaciones. Asimismo, estos equipos reciben desde los
centros de control los comandos de actuación sobre los niveles de
instrumentación.
16
1.3.3.3 Nivel de Comunicaciones
Se encargan de la transferencia de información entre el centro de control y la
arquitectura de hardware (RTUs) que soporta el S.C.A.D.A., y entre ésta y el resto
de elementos informáticos de gestión.
El módulo de comunicaciones contiene los drivers de conexión con ei resto de
elementos digitales conectados, entendiendo por driver a un programa que se
encarga de la iniciación del enlace, aplicación de los formatos, ordenación de las
transferencias, etc., en definitiva, de la gestión del protocolo de comunicación. Estos
protocolos pueden ser abiertos (ModBus, FielBus, Map, etc.), o propios del
fabricante. En ocasiones estos últimos pueden necesitar una licencia específica del
fabricante antes de ser incluidos en la aplicación.
El protocolo y los parámetros de la aplicación (puertos, velocidad, ..) se activan
automáticamente durante la configuración, cuando el usuario elige el fabricante y el
modelo de dispositivo E/S de campo: autómatas, reguladores P1D, lectores de
barras, analizadores, RTUs, etc.
Adicionalmente, en S.C.A.D.A. distribuidos en arquitecturas cliente-servidor, los
módulos de comunicaciones son también los responsables del enlace entre los
diferentes computadores de proceso que soportan la aplicación, enlace
probablemente establecido sobre una red local DECnet, TCP/IP, MAP/TOP, Novel,
etc.
Bajo Windows, los módulos NetDDE incorporan todas las ventajas de los protocolos
DDE al mundo de las redes. Soportados por diferentes sistemas operativos y sin
necesidad de servidores, establecen conexiones punto a punto que permiten la
conectividad del software entre aplicaciones que corren sobre diferentes
plataformas estándar de mercado.
17
1.3.3.4 Centro de Control
Esta compuesto por un conjunto de poderosos computadores con toda la variedad
de periféricos, que realizan el procesamiento de las señales. Usualmente existe
también un equipo ¡nterfaz de comunicaciones, cuya función es la de recibir la
información de diferentes canales de comunicación y procesaría, agrupándolas para
enviarlas a los computadores servidores mediante redes LAN, MAN o WAN.
Entre los principales componentes físicos se encuentran:
> Sistemas de computación Central,- consta de uno o varias computadoras
los mismos que cuentan con las características que le impone el sistema.
> Sistema de computación Dual.- La redundancia del sistema de
computación da como resultado una alta confiabilidad del mismo y consiste
de dos mitades, cada uno con uno o más computadoras y periféricos
redundantes,
> Sistema de Computación para transmisión de datos.- o sistema terminal
de línea, se encarga del manejo de las comunicaciones, librando de este
trabajo al sistema central y aumentando la potencia del procesamiento del
mismo.
> Interfaz hombre-máquina La interfaz que se utiliza para tal objetivo, son las
consolas de operación, cada una de ellas cubrirá totalmente los comandos
de operación y control del sistema.
> Sala de Control.- El lugar de operación y trabajo del operador debe tener un
diseño óptimo en cuanto a funcionalidad de cada uno de sus componentes.
18
1.3.3.5 Software de Integración y Comunicación
Como en la mayor parte de aplicaciones informáticas, en la selección de un sistema
S.C.A.D.A. cabe distinguir dos posibilidades:
> Desarrollo de un software completamente orientado a una aplicación
específica.
> Empleo de un paquete comercial que el usuario debe sólo parametrizar para
su aplicación.
Por sus ventajas de escalabilidad, modularidad y autonomía, esta última solución
resulta mucho más frecuente en aplicaciones de media y baja complejidad.
Los módulos o bloques de software que permiten estas actividades de adquisición,
supervisión y control se discuten a continuación.
1.3.3.5.1 Configuración
Permite al usuario definir e! entorno de trabajo de su S.C.A.D.A., adaptándolo a la
aplicación particular que se quiera desarrollar.
Dentro del módulo de configuración el usuario define las pantallas gráficas o de
texto que va a utilizar, todas estas acciones se llevan a cabo mediante un paquete
de funciones que incluye zonas de programación en un lenguaje de uso general
(como Intouch 7.0, labview 6.0, Foxboro, p-cim), lo cual confiere una potencia muy
elevada y una gran versatilidad.
Dibujadas o seleccionadas las pantallas se definen las relaciones entre ellas, que
determinarán el orden de aparición y e! enlace entre unas y otras, su accesibilidad a
operarios generales o particulares, etc. El mantenimiento de las pantallas resulta
tarea sencilla dado que cada una lleva asociadas sus propiedades configurables.
19
También durante la configuración se seleccionan los drivers de comunicación que
permitirán el enlace con los elementos de campo y la conexión o no en red de estos
últimos, se selecciona el puerto de comunicación con el computador y los
parámetros de la misma.
1.3.3.5.2 Interfaz Gráfico del Operador
Proporciona al operador las funciones de supervisión y control del proceso mediante
sinópticos gráficos diseñados en la interfaz, cuyo análisis se detalla en el Capítulo 3,
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Figura 1,4. Interfaz gráfica bajo Intouch 7.0.
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1.3.3.5.3 Módulo de Proceso
Ejecuta las acciones de mando programadas a partir de los valores actuales de las
variables leídas. Sobre cada pantalla pueden programarse relaciones entre las
variables de la interfaz y del autómata que se ejecuta continuamente. Esta
conexión es realizada a través de drivers de comunicación denominados "I/O
Servers". Los programas resultantes pueden llevar asociada una plantilla de
tiempos que defina la frecuencia (sean) de ejecución de los mismos.
20
Es muy frecuente que el sistema S.C.A.D.A. confíe a los dispositivos de campo,
principalmente autómatas, el trabajo de control directo de la subestación
reservándose para sí las operaciones propias de la supervisión, como el control del
proceso, análisis de tendencias, generación de históricos, etc.
1.3,3.5.4 Gestión y Archivo de Datos
Este bloque del S.C.A.D.A. se encarga del almacenamiento y procesamiento
ordenado de los datos según formatos inteligibles para periféricos hardware
(impresoras, registradores) o software (bases de datos, hojas de cálculo) del
sistema.
Una vez procesados, los datos se presentan en forma de gráficas analógicas,
histogramas, representación tridimensional, etc., formando históricos o resúmenes
que permiten después analizar la evolución global del proceso, y conocer los
elementos que influyen sobre él y la intensidad con que lo hacen.
1.4 MAGNITUDES Y SEÑALES INVOLUCRADAS DENTRO DEL
HMI APLICAD AS A ESTE PROYECTO
En los sistemas convencionales de protección, medición, control y supervisión para
subestaciones, el desempeño de las diversas funciones ha sido realizada por
equipos y componentes que para su correcto funcionamiento, siempre han
implicado un gran trabajo de ingeniería, cableado, montaje, y puesta en servicio.
Actualmente la tecnología desarrollada en esta área, ha logrado una reducción
significativa e espacio físico requerido para la instalación de los sistemas de
protección, medición, control y supervisión. Lo cual influye directamente en una
reducción en los costos del proyecto, mejoras en la operación, reducción y
planificación del mantenimiento, y brindan una serie de beneficios que representan
ventajas importantes a la hora de compararlos con los sistemas convencionales.
21
La comunicación a su vez permite la integración del control, la protección y el
monitoreo en un sistema integrado común, de manera de satisfacer los
requerimientos propios del sistema eléctrico a la vez de buscar confiabilidad y
facilidad de concentrar información importante para la empresa.
Las magnitudes que se pretenden registrar del HMI como parte de un sistema
S.C.A.D.A., dependen de la aplicación, pero generalmente a nivel de los operadores
de subestaciones ordenan las maniobras de apertura y cierre de interruptores y/o
seccionadores, se monitorea el estado de los parámetros propios del sistema que
están asociadas a voltajes o tensiones de barra, corrientes en las salidas,
potencias entregadas y recibidas; en lo que se refiere al sistema de distribución de
energía eléctrica, se puede añadir:
1.4.1 VOLTAJES
En cuanto a voltajes se pueden medir voltaje de barras. Estos valores medidos a
través de transformadores de potencial, con una relación de acuerdo al voltaje
primario, por ejemplo: 69000 V /120-220 V. Estas señales pasan a un analizador de
redes donde se visualizan los parámetros medidos y a su vez se envía al
computador presente en la estación de control.
1.4.2 CORRIENTES.
La medición de estas magnitudes se realiza a través de transformadores de
corriente, y se aplica a cada una de las fases. La relación de estos transformadores
depende de la corriente que circula por la línea y, por ejemplo: 150 A / 5A, Al igual
que los TPs (transformadores de potencial), los TCs (transformadores de corriente);
entregan un valor de comente normalizada que a través del analizador de redes se
procesa, y se envían al Centro de Control.
22
52Í> 9 SI
ALIHENTACItifl CA.
l i l i
1 Ll
L3
Figura 1.5 Conexión de transformadores de potencial y corriente al Analizador de Redes
1.4.3 POTENCIA ACTIVA
Haciendo uso de los TPs y TCs instalados para medir voltajes y corrientes se puede
calcular tanto; potencia activa, potencia aparente y factor de potencia;
1.4.4 SEÑALES ON/OFF
> Apertura y cierre de interruptores.- Esta operación se realiza en respuesta
de algún mando generado por cualquier medio de control, por ejemplo,
cuando actúa algún relé de protección, en otro caso, cuando el operador
desea ponerlo fuera de servicio. La acción debe registrar el estado del
interruptor, si se encuentra abierto o cerrado, generando de esta manera
información digital, que se entrega a la RTU, (PLC)5.
> Estado Seccionadores.- La operación de seccionadores, puede realizarse
manualmente o por algún medio motorizado. En el segundo caso el control
consiste en encender o apagar un motor, en el caso de que la operación sea
manual se puede únicamente sensarsu estado.
Seminario internacional Automatización, Quito Oct.2001
23
> Relés Auxiliares.- existen relés auxiliares que detectan problemas en las
líneas, como por ejemplo: cortocircuito a tierra, por fases y fase - neutro,
relés de sobrecarga. En un transformador existen varios relés auxiliares
como: sobrepresión, bajo nivel de aceite, calentamiento, sobretemperatura,
etc. Se debe tener esta información presente para Control Supervisorio;
todos estos relés actúan directamente sobre el interruptor de potencia. Esta
información se debe recoger mediante dos contactos porcada acción, ya que
se considera de suma importancia el estado de estos dispositivos, y evitar
información ambigua.
1.4.5 DATOS Y SEÑALES AXJXILIAIUES
La adquisición de señales y datos auxiliares puede ser opcional, sin embargo se
hace referencia a algunos de ellos.
> Voltaje de Baterías.- sirve para mantener siempre cargado de energía al
dispositivo actuador del interruptor de potencia, se podría medir el voltaje
mediante un transductor o activar un contacto para indicar diferentes niveles
de voltaje.
> Puestas a tierra.- puestas de líneas a tierra para mantenimiento, se debe
disponer de un contacto indicador de estado, asociado al elemento actuador.
> Sensores.- en servicios auxiliares, se puede considerar el transformador de
alimentación, y sensar el estado de conexión o no conexión, para saber de la
presencia de energía en el mismo, etc.
> Frecuencia.- la medición de este parámetro se la realiza por medio de un
transductor, analizador de redes.
> Voltajes AC.- estos voltajes corresponden a servicios auxiliares; iluminación,
calefacción, conexión del c^rga^iorde baterías, conexión del compresor, etc.,
su valor se puede obtener por medición o ppr iriediq de un relé.
24
1.5 INTERFAZ HOMBRE-MAQUINA
La Interfaz Hombre-Máquina que se desarrolla en este proyecto representa el
objetivo principal del mismo. De aquí se hará una introducción detallada que ayude
a resaltar sus virtudes y puntualizar sus debilidades,
1.5.1 INTRODUCCIÓN
Una interfaz de usuario es el canal de comunicación entre el usuario de un sistema
computacional con el hardware y software de la computadora donde se implementa
el sistema. La experiencia muestra que los usuarios prefieren un conjunto simple de
funciones en una buena interfaz, en contraposición a un fuerte conjunto de
funciones en una interfaz compleja.
En este trabajo se presenta un diseño basado en INTOUCH 7.0; que es, un
software de desarrollo para interfaz hombre-máquina. Todo esto en un ambiente
interactivo y gráfico.
SUBESTACIÓNEMELBO-GUARANDA
INTERFAZ HOMBRE-MAQUINAHMI/SCADA
Figura 1.7. - Descripción gráfica del sistema.
25
1.5.2 MODELACIÓN DE LA INTEKFAZ HOMBKE-JVL^QUINA
El diseño de una interfaz de usuario debe dar soporte a un modelo apropiado de las
operaciones y organización del sistema. Además debe establecerse una estructura
visual, en la cual la información importante sea inmediatamente obvia y cualquier
otra cosa debe estar subordinada y no debe distraer al usuario6.
Aunque no existe una metodología totalmente adecuada para el diseño de
interfaces de usuario. La metodología seguida en este trabajo es ( ver Figura 1,8).
> Definir el problema.
> Modelara! usuario.
> Realizar e! análisis del sistema que produce la modularización del
problema principal.
> Definir los objetos y las funciones computacionales que correspondan al
dominio de cada módulo.
> Diseñar la apariencia y el comportamiento de la interfaz de usuario.
> Evaluare! diseño en cada una de las etapas anteriores.
Fase de requerimientos
Definir el problema.
Modelara! usuario
Ejecutar el análisis desistema
\e de especificaciones
Definir objetos y funcionescomputacionales.
Definir el interface deusuario.
Figura. 1.8 Metodología de diseño del HMI.
Catálogo de Omron, Autómata C200H
26
1.5.2.1 Definición del Problema
Se refiere a identificar correctamente el objetivo global de la HMI en el proceso para
el que se pretende desarrollar la misma,
El sistema debe manejar tanto comunicación en tiempo real como fuera de línea
(asincronamente), creando un ambiente para que el usuario sienta como si
estuviere comunicándose con los dispositivos externos en el mismo lugar,
proporcionando una eficiente supervisión con los paneles del centro de control.
1.5.2.2 Modelar al Usuario
Ei propósito de este paso es determinar las características de los usuarios. No se
puede construir un sistema que sea fácil y agradable sin tener identificados las
características de operación de cada operador. La Interfaz Hombre Máquina se
desarrolla enfocando principalmente en el manejo de computadoras a los usuarios
tanto capaces como neófitos.
1.5.2.3 Análisis y Diseño del Sistema
Análisis de un sistema implica analizar una tarea global, buscando identificar sub-
tareas que puedan desarrollarse en forma paralela e independiente. Deben
identificarse luego las funciones que debe hacer cada sub-tarea. AI unirse las sub-
tareas, se debe tener un conjunto que cumpla con el objetivo global.7
En la Figura 1.9 se muestra que las actividades de diseño obedecen a secuencia
cíclica que busca ajustarías especificaciones requeridas y desarrolladas.
7 "Diseño y Análisis de Sistemas"; Dr.Luis Corrales, USFQ, Quito, Enero 2003
27
I Requerimiento // Cliente /
Análisis delSistema
Específica clonSistema
Diseño del sistema (Selección del Hardware)Integración del sistema
DesarrolloSoftware
Especificación /Software /
Figura 1.9 Secuencia cíclica de las actividades de diseño
1.5.2.4 Evaluación del Interfaz
La verdadera prueba de una interfaz es observar en la práctica su comportamiento.
La evaluación debe llevarse a cabo en todos los pasos y antes de su
implementacíón real. Como la implementación real de la interfaz resulta muy
costosa, en este trabajo se ha desarrollado una simulación completa panel por
panel, a fin de comprobar su total funcionamiento.
1.5.3 ALCANCE DE LA INTERFAZ PARA EL SISTEMA S.C.A.D.A
En el presente trabajo el HMI ayuda a los operadores a supervisar y monitorear
todos los componentes del centro de control de la Subestación Guaranda, a partir
de la barra de distribución de 13.8RV; a fin de optimizar la distribución de energía y
minimizar los costos de operación. Se diseña con una arquitectura abierta, lo que
significa que puede crecer si la red se expande. En el caso presente, la subestación
a automatizar es de distribución de 69Kv a 13,8 Kv.
28
La ¡nterfaz del usuario, objeto de estudio, tiene la finalidad de cubrir en su mayor
parte el control supervisorio y visualización de variables y parámetros eléctricos
presentes en el tablero de control en la Subestación Guaranda.
El control planteado aquí no abarca el análisis de las variables eléctricas presentes,
su interpretación eléctrica o detalles de dichos parámetros; únicamente se los
procesa y muestra al operador a través del ¡nterfaz diseñado, para que con su
criterio técnico adopte y ejecute decisiones pertinentes de acuerdo al caso.
El sistema cubrirá lo fundamental del proyecto de automatización sobre la base de
una estación Central que hace de Master denominada Subestación Guaranda, que
se encarga fundamentalmente de la distribución de energía eléctrica para la
provincia de Bolívar; desde Guaranda hacia otras Subestaciones, como son
Guanujo, Cochabamba, San Pablo, Echeandía y con Generación Hidráulica en
Chimbo enlazada al Sistema Interconectado de Energía de la cual se requiere
entregar información (generación) requerida por el CENACE.
1.5.4 LIMITACIONES
Cabe recalcar que no es objetivo del proyecto el de tomar decisiones considerables
desde el punto de vista eléctrico a nivel de alto voltaje y potencia como algo
prioritario; El propósito principal es el de supervisar el estado del sistema de
distribución de energía eléctrica en el panel de Control de la Subestación Guaranda,
no en líneas de alta tensión, relés electromecánicos, disyuntores, etc. Entonces los
valores y datos procesados que se almacenaran y entregaran al CENACE estarán
en función del comportamiento propio del Sistema de Control y requerimientos de
este Centro de Control, mediante el registro manual o automático implementado.
Otro punto importante es que el sistema de control que se plantea, no abarca a
otras subestaciones de 69 KV que posee la empresa, se lo podría considerar, sí,
pero no es propósito de este trabajo. En todo caso se indicará una posible
interconexión o anillo que puede formar parte de este sistema de automatización.
29
Igualmente se crearan a través del interfaz, accesos directos que en futuro,
permitan el enlace en tiempo real con el resto de subestaciones presentes en la
provincia, y que por el momento operan bajo el control clásico. Con este trabajo se
quiere dejar una pauta para que a futuro, se implementen sistemas similares al
diseñado.
El proyecto en sí deberá tener su propio sistema de control, siempre y cuando se
enmarque dentro de las regulaciones, parámetros y sistemas similares existentes
en el país y en otras subestaciones automatizadas a nivel mundial y, sobretodo, que
sean compatibles entre ellos en cuanto a nivel de acceso, transmisión y
comunicaciones a fin de integrarlo al Sistema Automático que desarrolla el Centro
Nacional de Control de Energía.
Esta consideración también se puede aplicar a los futuros proyectos a implementar
en la EMELBO que, luego de automatizarlos, deberán enlazarse con un Centro de
Control Local, que manejará toda información a fin de tener un control generalizado
de todos los proyectos, que facilitarán la gestión operativa de los sistemas de
distribución de energía, en dicha provincia. El sistema se diseña con una
arquitectura abierta; en base a esa flexibilidad se puede adicionar al Sistema
implantado, el control del resto de subestaciones tales como la de Guanujo,
Echeandía, Cochabamba, San Pablo; que a futuro la EMELBO pretende
automatizar y, de la misma manera, el CENACE podrá considerara nuestro sistema
como una RTU. La interfaz mantendrá la estructura necesaria de un S.C.A.D.A
completo.
Por lo pronto el planteamiento de este trabajo introduce la columna vertebral de
cualquier sistema S.C.A.D.A, la Interfaz Hombre-Máquina a fin de iniciar el proceso
de automatización indispensable en cualquier proceso, en nuestro caso el Control
Supervisorio en una subestación de energía eléctrica.
CAPITULO 2
SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN GUARANDA69kV/13.8kV
30
CAPITULO 2
Subestación de Distribución Guaranda 69KV/13.8KV
2.1. DATOS GENERALES
A continuación se presenta información general relativa a la Empresa Eléctrica
de Bolívar EMELBO S.A., a fin de conocer operativa, técnica y comercialmente a
esta Empresa.
La EMELBO S.A., es una compañía de economía mixta, en la cual participan el
Fondo de Solidaridad (75,15%), el Consejo Provincial de Bolívar (16.35%), el
Municipio del Cantón Guaranda (1,89%), Municipio del Cantón Chimbo (1,27%),
Municipio del Cantón San Miguel (3,37%), Municipio del Cantón Chillanes
(1,97%). Encargada de la Distribución, Comercialización y Generación (en
pequeñas cantidades) de la Energía Eléctrica en la provincia de Bolívar.
2.1.2 DATOS ESTADÍSTICOS
Se muestra estadísticamente un balance de la energía que dispone, consume y
vende la Empresa Eléctrica de Bolívar, así como la demanda y el factor de
carga, en el 2002 hasta el mes de septiembre. (Tabla 2.1)
Mes
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Subtotal
ENERGÍA
Comprada alMEM
(MWh)
3.749,783.504,203.785,643.741 ,723.972,353.737,783.882,693.721,033.743,4033.838,57
Vendida a E.E.Distribuidoras
(MWh)
95,8396,5394,7094,0094,0095,0893,7993,7993,00850,72
Facturada aClientes
Finales (MWh)
2.963,792.933,202.779,812.792,352.867,882,849,743.195,492.863,512.735,2425,981,02
DEMANDAMAX
Potencia(MW)
11,0812,0811,1611,0611,1811,0812,0011,4911,1412,08
Factor de Carga (%)
45,4943,1745,6147,0047,7746,8043,5043,5143,1745,11
Tabla 2.1. Balance de Energía a septiembre de 2002
O T
J 1
La EMELBO SA, sirve a una población de alrededor 152.000 habitantes, que se
encuentra distribuida en la Tabla 2.2 en forma porcentual; y en mayor detalle de
acuerdo al tipo de tarifa en Tabla 2.3; además se indica la energía facturada de
KWh, el total de USD facturados, el total de USD recaudados, y el costo medio
del KWh en centavos. Dichos datos estadísticos son consolidados al mes de
Agosto del 2002.
SERVICIO
Residencial
Comercial
Industrial
Otros
A. Público
TOTAL
CLIENTES
35.490
2.215
124
1.261
7
39.097
Tabla 2.2 Distribución de clientes de la EMELBO S.A
DETALLE DE DATOS MES AGOSTO DE FACTURACIÓN A CUENTES FINALES (EMELSO S.A)
Grupo deTarifas
Residencial
Residencial
Comercial
Industrial
Otros
Otros
Otros
Comercial
industrial
Otros
Otros
Otros
Otros
Otros
Otros
Otros
APúblico
Otros
Otros
Tipo de Tarifa
Residencial
Residencial Temporal
Comercial
Industrial Artesanal
Entidades Oficiales
Asistencia Social
Beneficio Público
Comercial con Demanda
Industrial con Demanda
Entid. Ofic. con Demanda
Asís. Social con Demanda
Ben. Público con Demanda
Bombeo de Agua
Esc. Deportivos
Periódicos
Abonados Especiales
Alumbrado Público
Venta a E.Etéctricas
Otros Jubilados
TOTAL
Clientes
35.490
2.198
95
220
79
711
13
15
21
8
11
7
1
10
38.879
EnergíaFacturada
(kWh)
1.582.676
318.138
20.172
60.669
9.243
33.856
24.997
22.766
62.246
12.721
45.720
669.312
93.794
995
2.957.305
USD TotalFacturados
195851,79
27716,36
1720,68
5706,89
358,33
1815,64
3495,44
3505,88
9138,21
1696.62
4037,36
82336,41
5214,95
104,8
342.699,36
USD TotalRecaudados
68.111,26
14.849,17
714.98
4.214,15
39,60
594,35
1.390,14
52,61
89.966,26
Precio Medio(USD Cent/kWh)
12,37
_
8,71
8,53
9,41
3,88
5,36
13,98
15,40
14,68
13,34
8,83
_
_
.
_
12,30
5,56
10,53
Tabla 2.3 Distribución detallada de facturación a clientes de la EMELBO S.A
A continuación se presenta la cobertura eléctrica de la EMELBO S.A. en la
provincia de Bolívar, al mes de Marzo del 2002. (tabla 2.4)
Cantón
Caluma
Chillarles
Chimbo
Echeandía
Guaranda
Las Naves
San Miguel
Parroquia
CentralCentralCentralCentralSan José del TamboCentralCentralAsunciónLa MagdalenaSan SebastiánCentralCentralVeintimillaVeintimillaChavezFacundo VelaGuanujoJulio Moreno
SalinasSan LorenzoSan Luis de PambilSan SimónSanta FeSimíatugCentralCentralCentralCentralBiíovanBalzapambaRegulo de MoraSan Pablo de AtenasSan VicenteSantiagoTotal
SectorU=UrbanoR=Rural
U
R
U
R
R
U
R
R
R
R
U
R
U
R
U
R
R
R
R
R
R
R
R
R
U
R
U
R
R
R
R
R
R
R
ViviendasElectrificadas
(4)
1.1411593
599
1556
740
983
544
420
724
247
11862758322224132088
554
4719397
830
142
399
623
435
1118
344
875
10881620
336
830
150
1243228
794
36.939
Tabla 2.4 Cobertura Eléctrica de la Provincia de Bolívar.
2.2. GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN.
2.2.1 GENERACIÓN
En cuanto a generación, la EMELBO S.A. cuenta con dos centrales, una
hidráulica y la otra térmica, que abastecen de acuerdo al período, al número de
abonados, y produce energía para la venta, tal como se muestra en la Tabla 2.5,
así como también la disponibilidad de Energía en Unidades Hidráulicas y
Térmica Tabla 2.6.
Central
GUARANGA
CHIMBO
Tipo Central
TÉRMICATÉRMICA
HIDRÁULICOHIDRÁULICOHIDRÁULICO
Slstem a
S.N.I.S.N.I.
S.N.I.S.N.I.S.N.I.
Unidad
1
2
3
4
5
TipoM=MotorT=Turbina
M
M
TT
T
VoltajeNominal
(kV)
41604160
6,6
6,6
6,6
POTENCIA
Nominal(kW)
2600750
450
880
0,20
Efectiva(kW)
1200600
420
880
0,20
fp
0,8
0,8
Tipo deCombustible
DIESELDIESEL
AGUAAGUAAGUA
Tabla 2,5.- Datos de Unidades de Generación por Centrales
Central
CHIMBO
CHIMBO
GUARANGA
TipoCentral
Hidráulica
Hidráulica
Térmica
MCI
Unidad
1
2
1
Nominal(MW)
0,88
0,450
1,26
Efectiva(MW)
0,85
0,45
1,0
HidrológicaS=Seca
M=Media
S
M
S
M
Energía en CondicionesNormales (MWh)
3.674,764.453,083.265,20
3.026,40
2.920,00
Tabla 2.6,- Disponibilidad de Energía en Unidades Hidráulicas,
2.2.2 DISTRIBUCIÓN
La Empresa Eléctrica de Bolívar, posee subestaciones y centrales de generación
dentro de su sistema, a continuación se muestra el diagrama unifilar del sistema
de Distribución de Energía en la Provincia de Bolívar, especificando los niveles
34
de voltaje, capacidades de los transformadores, el tipo de alimentadores y el
número de subestaciones que forman parte de la EMELBO S.A. (Figura. 2.1.)
Se tienen instaladas cuatro Subestaciones de Distribución a nivel de 69 KV, que
son Guaranda, Cochabamba, Guanujo y Caluma. Se encuentran en etapa de
construcción las Subestaciones de San Pablo y Echeandía; también a nivel de
69 KV. Dichas subestaciones no son del tipo elevación o de seccionamiento,
sino de reducción a 13.8 KV. Con líneas de subtransmísión con topología radial,
(Tabla 2.7).
Nombre deSubestación
EEB-01
EEB-O2
EEB-03
EEB-04
Descripcióndéla
Subestación
Guaranda
Guanufo
Cochabamba
Caluma
Voltaje
KV
69
69
69
69
Capacidad
MVA
5
5
3.5
2.5
Localización geográfica
Ubicación
El Peñón
San Míguelito
Cochabamba
Caluma Viejo
Cantón
Guaranda
Guaranda
Chimbo
Caluma
Coordenada X(UTM)
723170,5900
721801,3310
711289,4900
694457.77
Coordenada Y(UTM)
9823616,7500
9828568,5160
9815169,9600
9819718,51
Coordenada Z(UTM)
2.599,90
2.973,11
2.853,15
338,80
Tabla 2.7,- Subestaciones de Distribución de la EMELBO S.A.
El número de alimentadores que existen en la provincia de Bolívar es el que a
continuación se describe, (Tabla 2.8).
Nombre delAlimentador
EEB-01-S1EEB-01-S2EEB-01-S3
EEB-01-S4
EEB-02-S1EEB-02-S2EEB-02-S3
EEB-03-S1
EEB-03-S2EEB-03-S3EEB-03-S4
Descripción delAlimentador
VinchoaGuarandaGuarandaChimbo
GuanujoEcheandia
Salinas
San MiguelBalzapamba
ChillanesCaluma
Transformador depotencia asociado
EEB-01-T1
EEB-01-T1EEB-Q1-T1
EEB-01-T1
EEB-02-T2EEB-02-T2EEB-02-T2
EEB-03-T3EEB-03-T3EEB-03-T4EEB-03-T4
Nombre deSubestación
GuarandaGuarandaGuarandaGuaranda
GuanujoGuanujoGuanujo
CochabambaCochabambaCochabambaCochabamba
Nivel de Voltaje(kV)
13,8
13,8
13,8
13.fi
13,6
13,£
13,8
13,8
13,8
13,8
13,£
Tabla 2.8. Datos de Alimentadores por Subestación.
2.3 SUBESTACIÓN GUARANDA.
En esta subestación se realiza un análisis más profundo; pues esfa es /a
subestación para ¡a cual se aplica ¡a interfaz Hombre-Máquína propuesto en este
proyecto. Se parte del hecho de que existe similitud entre la mayoría de
subestaciones eléctricas del país, información en planos y diagramas eléctricos
del ex-lnecel que se mantiene en la EMELBO S.A.
La Subestación Guaranda es la que distribuye en su totalidad el servicio de
Energía Eléctrica en la Provincia de Bolívar, y recibe energía de la Subestación
San Juan en la Provincia de Chimborazo, que a su vez está enlazada al Sistema
Nacional Interconectado.
2.3.1 CAPACIDAD DE DISTRIBUCIÓN
> Nombre de Subestación: EEB-01
> Capacidad de Transformación: 5 MVA.
> Líneas de Subtransmisión a 69 KV.
Nombre Línea
EEB-L/S-01
EEB-L/S-02
EEB-L/S-03
Descripción de la Línea
San Juan - Guaranda
Guaranda-Guanujo
Guaranda-Cochabamba
TopologíaR=RadialA= Anillo
R
R
R
Voltaje (kV)
69
69
69
Longitud(km)
32
6,3
17
> Alimentadores primarios a 13.8 KV
Nombre delAlímentador
EEB-01-S1EEB-01 -S2EEB-01 -S3EEB-01-S4
Descripción delAlimentador
VinchoaGuarandaGuarandaChimbo
Transformador depotencia asociado
EEB-01-T1EEB-01 -T1EEB-01 -T1EEB-01 -T1
Nombre deSubestación
GuarandaGuarandaGuarandaGuaranda
Nivel deVoltaje (kV)
13,813,813,813,8
38
> Ubicación.
Provincia de Bolívar-Cantón Guaranda, Parroquia Veintimilla, Barrio el
Peñón
Coordenada X = 723170,59
Coordenada Y = 9823616,75
Coordenada Z = 2599,90
El diagrama unifilar de la Subestación Guaranda que a continuación se describe
muestra los niveles de voltaje, capacidades de los transformadores, el tipo y el
número de alimentadores; ha tenido ciertas variaciones con el pasar de los años,
pero se ha recabado la información necesaria y se diagramo el que actualmente
está en funcionamiento. (Ver plano Diagrama Unifilar Subestación Guaranda)
2.3.2. CUARTO DE CONTROL SUBESTACIÓN GUARANDA.
El HMI diseñado se aplica únicamente al cuarto de control de la Subestación
Guaranda, por tal razón es importante conocer uno a uno ios elementos
presentes y determinar aquellos que forman parte del HM!, puesto que, en el
diseño desarrollado, no se consideran Sistemas Integrados de Potencia, ni
Protecciones,
La Subestación Guaranda posee las mismas características de otras
subestaciones construidas por el Ex - Instituto Ecuatoriano de Electrificación
INECEL, en el proyecto de Subtransmisión Fase B-1 y la Compañía Mitsubishi
Electric Corporation; y dichas subestaciones son Chota, Salcedo, Guaranda y
Alausí; de cuyos planos, diagramas unifüares y disposición de cubículos se
puede observar en general las siguientes y principales características7.
> Barras.- Son los puntos de convergencia de entrada y salida de energía a
través de las respectivas líneas para un nivel de voltaje establecido,
presentes en el panel de control a nivel de 13.8KV, y sobre las cuales
actúan directamente disyuntores, seccionadores e interruptores.
7 Ba}'as Jorge. "Automatización y Control de subestaciones de Distribución" EEASA. 1997.
> Seccionadores,- Existen de varios tipos:
o Simples.- son de cuchilla y operan sin carga.
o Con Enclavamíento.- dicho enciavamiento es a tierra con la
apertura, y se los emplea para dejar sin energía las lineas.
o Tipo Fusible.- operan bajo carga, según su magnitud.
> Interruptores.- Son de 69 KV ó de 13,8 KV. Cuya operación se la realiza
manual o automáticamente, en forma manual según el requerimiento, y
en forma automática, en respuesta a alguna falla ocurrida en las líneas,
que por lo general son de sobrecorriente, dichas fallas son notificadas por
los relés, que hacen actuar al interruptor, y son del tipo:
o SF6, OCB(Oil Circuit Breaker), VCB(Vaccum Circuit Breaker).-
son interruptores de potencia para operación bajo carga y
accionados neumáticamente a través de un resorte de disparo. En
la subestación existen 4 para las líneas principales a 69KV.
o Draw Aut.- Automáticos Extraíbles.
o Reconectadores.- que luego de una apertura por sobrecarga, el
interruptor vuelve a conectarse, para una corriente mayor de
apertura por sobrecarga. Todos presentes en el tablero principal.
> Transformadores de Potencia.- que pueden ser elevadores o
reductores, protegidos mediante diferentes tipos de relés de acuerdo a su
función, voltajes y potencia. En la subestación, existe un GIS reductor de
69KV a 13.8KV, para distribución, y 3 reductores a 6,3 KV para la ciudad.
> Transformadores de medida.- estos son de potencias bajas,
considerados como transformadores de señal, éstos son:
o Transformadores de Potencial (TP).- con un valor de voltaje
secundario manejable, generalmente 120/24QV. Presentes en cada
panel del tablero de control.
o Transformadores de Corriente (TC).- con relaciones de corriente;
600/5, 100/5, etc. Presentes en cada panel del tablero de control
40
TR. DESERVICIOSAUXILIARES
TP. BARRAS ENTRADA DETRANSFORMADOR SALIDA 1 SALIDA 2 SALIDAS SALIDA 4
BATERÍAS YCARGADOR
/n SAT
91 7R5kw/313.8 KV
ÍQ-120V
JHFD
}— ¡-}WB
I.
1n 3XPT
,T,UJ
(3.a / 0.11SKV
\/T / \/~3
0.6 Y
E BUS
A*, veaT 13.8 KV( i «DA
-.
(
<
f 18 KA/
* 3XCT•WíeooñA cíoo
" 3XCTt-RGOOSA
0.68 . 0.5
Í VCB13.8 KV
500 A
sj
(
?
f (3 KA/
» 3XCT.MJ60(U5A CtOO
- 3XCTMÍ60CVSA
0.68 - 0.5
I
ÍDEMALA
IZQUIERDA
IÍDEMALA
IZQUIERDA
ÍDEMALA
IZQUIERDA
1
Figura 2.3 Disposición de Cubículos. Sala de Control Subestación Guaranda a
13.8KV
La subestación dispone además de instrumentos de medida como son:
voltímetros, amperímetros, vatímetros, contadores de energía, cosfímetros que
son todos analógicos. Dispositivos y luces indicadoras de estado, elementos
pulsadores de apertura y cierre, y demás equipos de protección y maniobra.
Además de los respectivos Transformadores de Corriente y de Potencial que
entregan señales normalizadas de voltaje y de corriente para los diferentes
dispositivos transductores, que se encuentran debidamente dispuestas y
normalizadas para su identificación, y que posteriormente servirán para la
impiementación de la Interfaz Hombre-Máquina diseñada.
2.4 ELEMENTOS CONSTITUTIVOS EN PANELES DE CONTROL
SUBESTACIÓN GUARANDA
Para una mejor comprensión, se presentan los diagramas unifilares, disposición
de cubículos de conexión de 13,8KV, presentes en la Subestación Guaranda.
Posteriormente se analiza y describe uno a uno los componentes y elementos
presentes para cada panel, así como también se pone especial énfasis sólo en
aquellos que forman parte de la Interfaz Hombre-Máquina de este proyecto.
41
Paneles Internos Subestación Guaranda
2.4.1 PANEL 1
BATERÍAS Y CARGADOR
13.8KV
TRANSFORMADOR DESERVICIOS AUXILIARES
13.8
15KVA(10)
BATERY CHARGER ANDDC DISTRIBUT10N BOX
Figura 2.4.1 Diagrama unifilar Panel 1 - S/E Guaranda
En este panel se realiza el monitoreo y control del sistema de Baterías y
Cargador para servicios auxiliares de la Subestación Guaranda, que opera en
caso de emergencia y por falla de alimentación. Está constituido por los
siguientes elementos;
• Transformador de Servicios Auxiliares. 13.8 KVA/3. 0,12-0.24 KV 15KVA
(1<j>). Encargado de alimentar a todos los paneles internos de la
subestación.
• Fusible Unipolar de Potencia 5 A, de protección y aislamiento.
Descripción de elementos de control y visualización presentes en el Panel 1 de
la Subestación Guaranda que forman parte del HMI diseñado.
• Tres medidores, lac. Vdc. Idc.(Análogos). Para lectura de los parámetros
de voltaje y corriente, entregados por el sistema de baterías y cargador al
transformador de servicios auxiliares y equipos de control de la
subestación.
42
Dials; para Punto Flotante y Compensadora del sistema cargador de
baterías.
3 Selectores de 2 posiciones para activación de: Carga de Batería, Salida
de Rectificador, y Sistema de Carga
Interruptor tipo breaker para activar: Entrada de CA, Salida de
Emergencia, Batería, Alumbrado de Emergencia, Circuitos de Disparo y
Control, de la subestación.
Luces Indicadoras para visualización del estado de los parámetros del
Sistema de Servicios Auxiliares
2.4.2 PANEL 2
TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES
TR- DE ^ 1 TRSERVICIOS H1i-AUXILIARES V24¿120V
Figura 2.4.2 Diagrama unifilar Panel 2 - S/E Guaranda
En este panel se encuentra el Transformador de Servicios Auxiliares que
alimenta a la subestación a nivel de 13.8kV, aquí se visualiza completamente el
estado de alarmas y fallas del transformador principal de la subestación
Guaranda. Está constituido por los siguientes elementos:
• Seccionador del transformador de servicios auxiliares.
Fusible de Sobrecogiente 5 A. Para protección.
Transformador de Servicios Auxiliares. 13.8 KV/V3. 0,12-0.24 KV 15KVA
(3<(>). Encargado de la alimentación de la Subestación.
43
Descripción de elementos de control y visualización presentes en el Panel 2 de
la Subestación Guaranda que forman parte del HMI diseñado.
• Medidores de Corriente y de Voltaje AC (Análogos) uno para cada fase.
• Interruptor tipo breaker para; Carga de Baterías, Disyuntor de Alumbrado,
Disyuntor JHIS, Equipos de 13.8KV, Repuestos y Tomas.
• 12 Luces Indicadoras de Alarma: Sobrecorriente, Falla de Alimentación
VDC a 69KV, Falla de Alimentación VDC a 13.8KV, Baja Presión de Gas
de Disyuntores GIS, Sobre Temperatura de Trafo, Bajo Nivel de Aceite,
Falla Motor de Interruptores, Falla de Transformador y Sobrecorriente a
13.8KV.
• Sirena para sistema de Alarma.
2.4.3 PANEL 3
TRANSFORMADOR PARA BARRAS
TP, BARRAS
3XPT
13.8 / 0.115 KV
\/~3 / \/~3
0.6 Y
E. BUS
Figura 2.4.3 Diagrama unifilar Panel 3 - S/E Guaranda
En este panel se encuentra la derivación de las barras principales de 13.8RV,
que alimenta a los paneles 4,5,6,7,8, Está constituido por los siguientes
elementos;
• Interruptor tipo Draw Out.
• Transformador de Servicios. 13.8 KV/V3. 0,115KV; 0,6 conexión Y.
44
Descripción de elementos de control y visualizacíón presentes en el Panel 3 de
la Subestación Guaranda que forman parte del HMI diseñado.
• Medidores de Voltaje; RY, BY, BR (Análogos), del transformador.
2.4.4 PANEL 4
ENTRADA TRANSFORMADOR 13.8 KV
ENTRADA DETRANSFORMADOR 13.8 KV
VCB13.8 KV
18 KA
3XCTMR600/5 A<f_C100- 81
3XCTMR600/5 A
0.68 - 0.5
relé derecierre
Figura 2.4.4 Diagrama unifilar Panel 4 - S/E Guaranda
En este panel, se realiza el control y monitoreo de la entrada principal en e! lado
del secundario del transformador 69kV/13.8kV, presente en la Subestación
Guaranda, para posteriormente distribuir energía a nivel de 13.8kV en varios
sectores de la ciudad de Guaranda. Los elementos constitutivos de dicho panel
son:
• Interruptor Tipo DrawOut; 1,8 Kv; 500 A; 18 KA.
• Transformadores de Corriente: 600/5A. MR
• Relé de auxiliar de AC.
• Relé de Sobrecorriente con Unidad de Tiempo y Unidad Instantánea para
protección de Fases.
• Relé de Sobrecorriente con Unidad de Tiempo y unidad Instantánea para
protección de Tierra.
• Contador de Energía con Registrador de Demanda Máxima
• Punta de Cable o Bushing con conexión a tierra.
45
Descripción de elementos de control y visualización presentes en el Panel 4 de
la Subestación Guaranda que forman parte del HMI diseñado.
• Medidor de Potencia Activa (Vatímetro).
• Medidor de Potencia Reactiva (Varímetro).
• Amperímetro de CA, con conmutador, para cada fase.
• Interruptor para Abrir o Cerrar el circuito.
• Selector para operación Manual o Automática.
2.4,5 PANEL 5
SALIDA 1. GUARANDA - VINCHOA 13.8 KV
SALIDA 1
VCB13.8KV
500 A
18 KA
3XCTMR600/5 AC100- B1
3 XCTMR600/S A
0.68 - 0.5
<"
relé derecierre
|50_|— [SON |relés de
sob recorriente
Figura 2.4.5 Diagrama unifiiar Panel 5 - S/E Guaranda
Panel encargado de controlar y monitorear la distribución de energía a nivel de
13.8KV para el sector de Vinchoa, perteneciente al Cantón Guaranda, del que
forman parte los siguientes elementos:
• Interruptor tipo Draw Out. 15KV. 23KA - 500A
• Relé auxiliar de AC.
• 2 Transformadores de Corriente 500/5A . MR.
46
• Relé de Sobrecogiente con Unidad de Tiempo y Unidad Instantánea para
protección de Fases.
• Relé de Sobrecogiente con Unidad de Tiempo y unidad Instantánea para
protección de Tierra,
• Contador de Energía con Registrador de Demanda Máxima.
» Punta de Cable o Bushing con conexión a tierra.
Descripción de elementos de control y visuaiización presentes en ei Panel 5 de
¡a Subestación Guaranda que forman parte del HMI diseñado.
• Amperímetro de CA, con conmutador, para cada fase.
• Medidor de Potencia Activa (Vatímetro)
• Interruptor para Abrir o Cerrar el circuito.
• Selector para operación Manual o Automática.
2.4.6 PAiSTELES 6, 7 y 8
Los paneles 6, 7 y 8 poseen las mismas características constitutivas del panel
descrito anteriormente. Son salidas a nivel de 13.8KV para la ciudad de
Guaranda, sector de la Ciudadela 1° de Mayo, Ciudadela la Playa y salida al
Cantón Chimbo. Los elementos que forman parte del HMI diseñado son los
mismos considerados en el panel 5, para cada caso.
47
Paneles Intemperie Subestación Guaranda
2.4.7 ENTRADA RIOBAMBA - 69KV
AS/E RIOBAMBA S.N.IO- —li"
7Z5KV (89I2~1)600A 20KA
(89I2-2)\ /
Figura 2.4.6 Diagrama unifilar Intemperie / Entrada Riobamba 69KV - S/EGuaranda
En este panel se realiza el control y monitoreo de la entrada principal a 69kV,
preveniente de la subestación San Juan, Provincia del Chimborazo, y que
alimenta a la provincia de Bolívar. Los elementos presentes en el panel son:
Pararrayos con contador de descargas.
Seccionador con Puesta a Tierra. 72.5 KV; 60QA;20KA; (8912-1)
2 Transformadores de Corriente 600/5A MR;
Seccionador simple, 72.5KV; 600A; 20KA; (89I2-2)
Interruptor tipo fijo 72.5KV; 600A; 20KA; GCB; (52I2)
Relé de sobrecogiente direccional con unidad de tiempo y unidad
instantánea para protección de fases.
Relé de sobrecorriente direccional con unidad de tiempo y unidad
instantánea para protección de tierra.
Los instrumentos de medida están conectados con conmutador de
voltímetro a Voltímetro de CA mediante un transformador de potencial con
fusible 3A.
48
Descripción de elementos de control y visualización presentes en el Panel
Entrada Riobamba 69kV de la Subestación Guaranda que forman parte del HM1
diseñado.
• Medidor de Potencia Activa (Vatímetro)
• Medidor de Potencia Reactiva (Varímetro)
• Amperímetro de CA, con conmutador.
• Control para accionamiento del seccionador con Puesta a Tierra (8912-1)
• Control para accionamiento del seccionador simple (89I2-2)
• Control para accionamiento del Interruptor tipo fijo (52I2)
2.4.8 SALIDA COCHABAMBA - 69KV
AS/E COCHABAMBAO
DS' - - - - X 72.5KV (8911-1)
3XCT rMR600/5 A >0.68 - 0.5^-
72.5 KV6ÜÜA2UKA
3XCT <MR600/5 A<;C100-B1
600A20KA v y
, .
ar) (A)
D
[67] |67N|relés de
— sobrecogiente
(8911-2)DS
20KA 69 KV
Figura 2.4,7 Diagrama unifilar Intemperie / Cochabamba 69KV
Subestación Guaranda
En este panel se realiza el control y monitoreo de la salida de 69kV, hacia la
Subestación de Distribución de 69kV/13.8kV ubicada en el sector de
Cochabamba, Cantón Chimbo, Provincia de Bolívar. Los elementos presentes
en el panel son:
• Pararrayos con contador de descargas.
• Seccionador con Puesta a Tierra. 72.5 KV; 600A;20KA; (8911 -1)
49
• 2 Transformadores de Corriente 600/5A MR;
• Seccionador simple, 72.5KV; 600A; 20KA; (8911-2)
• Interruptor tipo fijo 72.5KV; 600A; 20KA; GCB; (5211)
• Relé de sobrecorriente direccional con unidad de tiempo y unidad
instantánea para protección de fases.
• Relé de sobrecorriente direccional con unidad de tiempo y unidad
instantánea para protección de tierra.
• Los instrumentos de medida están conectados con conmutador de
voltímetro a Voltímetro de CA mediante un transformador de potencial con
fusible 3A.
Descripción de elementos de control y visualización presentes en el Panel de
Salida a la Subestación Cochabamba 69kV y que forman parte del HM! diseñado
• Medidor de Potencia Activa (Vatímetro)
• Medidor de Potencia Reactiva (Varímetro)
• Amperímetro de CA, con conmutador.
• Control para accionamiento del seccionador simple (8911-2)
• Control para accionamiento del Interruptor tipo fijo (5211)
• Control para accionamiento del seccionador con Puesta a Tierra (8911-1)
2.4.9 SALIDA GUANTJJO - 69KV
AS/E GUANUJOO
/C'í~llO\)
\
i
lili—/1 1| I .
3XCT <TMR600/5A >0.68 - 0.5 ^~
GCB i72.5 KV
snrtfi -VIL/ A 1
-+ -Hi"L
,*• — •
/ 6¿^ (8913-1) T
í i * / \. \A 1 vv ) ( var j t /-\
D
í " " ". ":3XCT
MR600/5 AC100 - B1
(8913-2)
\J [67N |relés de
sobrecorrlente
Figura. 2.4.8 Diagrama unifilar Intemperie / Guanujo 69KV - S/E Guaranda
50
En este panel se realiza el control y monitoreo de la salida de 69kV, hacia la
Subestación de Distribución de 69kV/13.8kV ubicada en la parroquia de
Guanujo, Cantón Guaranda, Los elementos presentes en el panel son:
• Pararrayos con contador de descargas.
• Seccionador con Puesta a Tierra. 72.5 KV; 600A;20KA; (8913-1)
• 2 Transformadores de Corriente 600/5A MR;
• Seccionador simple, 72.5KV; 600A; 20KA; (89I3-2)
• Interruptor tipo fijo 72.5KV; 600A; 20KA; GCB; (52I3)
• Relé de sobrecogiente direccional con unidad de tiempo y unidad
instantánea para protección de fases.
• Relé de sobrecogiente direccional con unidad de tiempo y unidad
instantánea para protección de tierra.
• Los instrumentos de medida están conectados con conmutador de
voltímetro a Voltímetro de CA mediante un transformador de potencial con
fusible 3A.
Descripción de elementos de control y visualización presentes en el Panel de
Salida a la Subestación Guanujo 69kV y que forman parte del HMI diseñado:
• Medidor de Potencia Activa (Vatímetro)
• Medidor de Potencia Reactiva (Varímetro)
• Amperímetro de CA, con conmutador.
• Control para accionamiento del seccionador simple (89I3-2)
• Control para accionamiento del Interruptor tipo fijo (52I3)
• Control para accionamiento del seccionador con Puesta a Tierra (8913-1)
2.4.10 ENTRADA GIS TRANSFORMADOR 69KV-13.8KV, 5MVA
En este panel se realiza el control y monitoreo del transformador principal GIS
69kV-13.8kV, 5 MVA, presente en la subestación Guaranda, del cual se
distribuye energía eléctrica en el sector de Guaranda, Cdla. 1° de Mayo, Cdla.
La Playa, Vinchoa y Chimbo
51
(52H)
GCB /72.5 KV J_^
600A20KA r
TRANSFORMADOR69/13.8KV
5MVADyn1
MR600/5 A (C100-B1 (
VCB A(89H) 15KV23KAI]^ ' Rnna u
13.8KV
DE CONTROL 13.8 KV
Figura. 2.4.9 Diagrama unifilar Intemperie / Transí. 69KV-1 8.8KV
Subestación Guaranda
interruptor tipo fijo 72.5KV; 600A; 20KA; GCB; (52H)
Seccionador tipo fijo VCB, 15KV, 23KA, 600A(89H)
2 Transformadores de corriente tipo bushing; 600/5A; con relé de
protección diferencial.
Transformador 69/13.8KV, 5MVA. Conexión Dynl.
2 Transformadores de Corriente 600/5A MR;
Contador de energía con registrador de demanda máxima.
Interruptor tipo Draw Out.
Relé de presión súbita.
Relé auxiliar de AC.
Relé de sobrecorriente dírecciona! con unidad de tiempo y unidad
instantánea para protección de fases.
Relé de sobrecorriente direccional con unidad de tiempo y unidad
instantánea para protección de tierra.
52
• Los instrumentos de medida están conectados con conmutador de
voltímetro a Voltímetro de CA mediante un transformador de potencial con
fusible 3A.
Descripción de elementos de control y visualización presentes en el Panel del
Transformador GIS 69kV/13.8kV y que forman parte del HMI propuesto
• Medidor de Potencia Activa (Vatímetro)
• Medidor de Potencia Reactiva (Varímetro)
• Amperímetro de CA, con conmutador,
• Control para accionamiento del seccionador tipo fijo (89H)
• Control para accionamiento del Interruptor tipo fijo (52H)
Como se puede observar, en la Subestación Guaranda existen elementos de
Visualización y Control de variables eléctricas, que involucran dispositivos de
accionamiento, conexión o desconexión, instrumentos de medida, pulsadores,
botoneras, luces indicadoras y sistema de alarmas para todo el proceso de
distribución de energía.
Estas variables y elementos forman parte de la interfaz Hombre-Máquina que en
los capítulos siguientes serán consideradas para su ímplementación y aplicación
en el Sistema Diseñado.
CAPITULO 3
DISEÑO DE LA INTERFAZ HOMBRE MAQUINA(HMI)
53
CAPITULO 3
DISEÑO DE LA INTERFAZ HOMBRE-MAQUINA
(HMI)
\1 GENERALIDADES.
El ¡nterfaz del usuario, aquí propuesto, tiene la finalidad de cubrir únicamente
parte del control supervisorio y visualización total de variables y parámetros
eléctricos presentes en la sala de control en la Subestación Guaranda. Es decir,
presenta la opción de comunicación entre los dispositivos presentes en la
Subestación y el operador o usuario del sistema.
El sistema cubrirá lo fundamental del proyecto de automatización en la estación
Central que hace de Master denominada Subestación Guaranda, se encarga
fundamentalmente de la distribución de energía eléctrica para la provincia de
Bolívar; desde Guaranda hacia otras Subestaciones, como son; Guanujo,
Cochabamba, Chimbo, San Pablo, Echeandía.
3.2 SOFTWARE HMI
Es fundamenta! realizar un análisis previo tomando en consideración el objetivo y
el alcance del Interfaz a diseñar, para identificar todas las variables y parámetros
presentes en e! proceso; a fin de determinar el software a utilizar que debe tratar
de satisfacer en un alto porcentaje todos los requerimientos de operación, diseño,
mantenimiento, manejo, programación, estándares y normalización,
comunicaciones, confiabilidad y operatividad con un rendimiento óptimo y eficaz.
54
En el mercado existen un sin número de empresas que proporcionan soluciones
integrales a procesos de automatización, las cuales en su mayoría manejan
estándares y normas internacionales compatibles entre sí; a fin de integrar una
serie de elementos y dispositivos de hardware y software. Esto es muy importante
a la hora de Diseñar un Interfaz, que enlaza todo un Sistema de Control y
Adquisición de Datos.
Dentro de lo que compete a software; existen varias aplicaciones tales como;
Labview, P-CIM, Intouch, Fox Scada, entre las principales. De acuerdo a la
aplicación brindan facilidades en ciertos casos, y en otros requieren para su
correcta operación dispositivos y elementos compatibles específicos o adicionales.
Es decir, no todas permiten diseñar software con arquitectura abierta. Para el
presente caso se necesita satisfacer muchas necesidades de diseño, manejar
dispositivos estándares y variables que trabajen con arquitectura completamente
abierta.
3.3 INTOUCH7.0
Intouch es un software perteneciente a invensys Corp, dueña de la firma
Wonderware Factory Suite que maneja una serie de aplicaciones tipo llave en
mano para sistemas SCADA. Interfaz que permite crear aplicaciones HMI, de una
manera fácil y rápida, que facilita visualizar e interactuar con e! desarrollo de toda
una operación a través de representaciones gráficas de sus procesos de
producción, proporcionando una visión integrada de sus recursos de control e
información, con la capacidad de enlazar todos los elementos y dispositivos
constitutivos del proceso en tiempo real.
El ambiente de creación y operación de aplicaciones explota y se basa en las
principales características de Microsoft Windows, comunicaciones, gráficos, redes,
etc. En el presente capítulo se exponen algunas de estas características
especialmente las que han sido utilizadas y explotadas en el presente proyecto.
55
3.3.1 GENERALIDADES
Intouch 7.0 tiene tres aplicaciones o programas para diseño de mímicos y su
operación y son;
Intouch Aplication Manager, que sirve para crear o abrir aplicaciones, de Window
Maker o Window Viewer, configurar ai Window Viewer como un servicio de
Windows NT, además permite establecer configuraciones de red (Network
Application Development) y/o alarmas distribuidas, bases de datos DBDump y
DBLoad. Window Maker que es el ambiente de desarrollo, donde los gráficos
orientados a objetos son usados para crear animaciones, pantallas sensibles al
tacto, etc.
Estas pantallas pueden ser conectadas a sistemas industriales de E/S así como
también a otras aplicaciones Microsoft Windows. Window Viewer es el ambiente
de ejecución usado para desplegar las pantallas creadas en WindowMaker. Correr
los Scripts (editores Lógicos), realiza reportes y grabaciones de datos históricos,
reportes y grabaciones de alarmas del proceso y puede funcionar como
cliente/servidor para ios protocoios de comunicación DDE (Dinamic Data
Exchange) y Suite Link (protocolo industrial de comunicaciones); adicionaimente
se incluyen programas de diagnóstico utilitarios tales como Wonderware Logger,
Hist Data, etc.
3.3.2 CARACTERÍSTICAS
• Gráficos Orientados a Objetos.- Esta característica permite el desarrollo de
aplicaciones de manera fácil y rápida, donde es factible mover, animar y
modificar el tamaño de objetos o grupos de objetos, así como dibujar,
localizar, cortar, pegar y borrar objetos y textos. Soporta cualquier
resolución de video bajo Windows.
56
Alarmas.- En Intouch se encuentran disponibles en forma de un objeto,
tanto un resumen de alarmas (Summary Aiarm) como un resumen
cronológico de Alarmas llamado History Alarm el cual permite el uso de un
número ilimitado de pantallas de alarmas. Se puede filtrar alarmas por
grupos y/o prioridades mediante el uso de comandos. Las prioridades son
definidas por el usuario y permite definir los parámetros que serán
desplegados en los objetos. Parámetros como: Fecha, hora, tipo de alarma,
prioridad de alarma, nombre del operador, nombre del grupo de la alarma,
límite de la alarma, comentarios.
Eventos.- son todas aquellas acciones que se suceden mientras se ejecuta
la aplicación (por ejemplo; registro de un operador, cambio de valor de una
variable, etc.), y pueden ser anotados para revisión posterior del operador,
personal de ingeniería o directivos.
Tendencias, son objetos que permiten registrar variables analógicas en
forma gráfica en ejes tiempo-valor, permiten realizar el monitoreo de
variables analógicas en tiempo real (Tendencia en tiempo real). Tendencias
Históricas.- permite visualizar y recolectar datos, realizar desplazamientos
hacia delante o hacia atrás en tiempo, también es factible imprimir la
información de la s tendencias históricas en forma de un registro impreso
para propósitos de documentación, así como exportar los datos
históricamente recolectados a un formato de hoja electrónica para análisis,
elaboración de reportes adicionales.
Scripts.- (Editores Lógicos) son herramientas poderosas que permiten
personalizar y automatizar funciones de acuerdo a las necesidades,
basados en comandos lógicos definidos por el usuario y en criterios como
una tecla presionada, una ventana siendo llamada, un valor combinado, al
iniciar la aplicación, etc. Dichos scripts no tienen un orden de ejecución.
Tagname Dictionary.- (Diccionario de Nombres de Etiquetas) es el "corazón
del Intouch", ya que es aquí donde se definen las variables que serán
utilizadas en la aplicación desarrollada. Intouch requiere que se le indique
varios parámetros relacionados con las variables como nombre, tipo y
desde dónde debe adquirir el dato y precisamente el tagname Dictionary es
el mecanismo usado para definir esta información.
57
• Comunicaciones i/O.- Intouch no tiene la capacidad de comunicarse
directamente con dispositivos u otras aplicaciones en un ambiente
compartido en tiempo real (RTU, PLCs, Hojas de Cálculo, etc), Esta
conexión se la reaiiza a través de drivers de comunicación denominados
I/O SERVERS de Wonderware Suite Link que son aplicaciones para
comunicaciones entre dispositivos de protocolos distintos con el Intouch.
utiliza los protocolos de comunicación Microsoft Dinamic Data Exchange
(DDE), FastDDE, NetDDE y Wonderware SuiteLink para comunicarse con
otros programas Windows, con servidores Wonderware de I/O.
• Aplicaciones Distribuidas.- existen de dos tipos: aquellas que trabajan
únicamente con una sola interfaz de usuario (l/O) para cada proceso que se
desea monitorear, y otras que usan varias capas, es decir entre varias
estaciones o dispositivos y varios usuarios.
• Arquitecturas de RED.- Intouch puede ser configurado de varias maneras
para trabajar en red. Dependiendo de la necesidad las siguientes
arquitecturas de Red están disponibles con Intouch, sean éstas: Stand-
Alone; Ciient-Based, Server-Based; Master Slave.
3.3.3 BENEFICIOS DE ESÍTOUCH 7.0
• Conectividad con más de 300 l/O servers, basados en NT y en servidores
de 32 bits, los hay para diversos dispositivos de control de casa de
fabricantes como Alien Bradley, Siemens, Modicon, Square D y más.
• Wonderwae ofrece soprte para productos que usan Microsoft DDE , es
decir, para la mayoría de paquetes que trabajan en ele ambiente Windows.
• Facilidad de Integración con el resto de componentes de Factory Suite.
• Fácil trabajo en red con Wonderware NetDDE.
• Monitoreo de procesos en tiempo real.
• Soporte OPC (OLEfor Process Control) que permite a Intouch tener acceso
a datos proporcionados por servidores OPC.
• Supertags, organizadores jerárquicas de Tags (variables) que permiten el
mapeo de dispositivos del mundo real.
58
• Referencia remota de tagnames que permite acceder a datos desde una
fuente de datos remota sin tener que crear el tagname en el diccionario
local de tagnames.
• Las aplicaciones creadas bajo sistemas operativos Windows 95 o Windows
NT son intercambiables, es decir que pueden ejecutarse sobre cada
sistema operativo sin necesidad de conversión.
Una vez expuestas las principales características y ventajas del software a
utilizarse, vamos a detallar el Diseño del Interfaz Hombre-Máquina para nuestra
subestación de distribución de energía.
3.3.4 PROGRAMACIÓN EN INTOUCH 7.0
En esta parte se describe todo lo hecho para este caso. También se especifica la
puesta en marcha y operación del Sistema. Se han incluido todas las
consideraciones básicas para operar la Interfaz basada en Intouch, configuración
del programa, requisitos de software y hardware así como también; ciertas otras
consideraciones que son propias del ambiente de programación; por tal motivo se
sugiere ver Anexo A o, en caso de que se desee profundizar más en el tema,
visitar www.wonderware.com.
A continuación se realiza la presentación y descripción de los algoritmos
desarrollados para cada uno de los elementos, dispositivos, y variables presentes
en la ¡nterfaz.
3.3.4.1 Algoritmo de Control v Visualización del estado de una variable discretaO -1
Para el Accionamiento de los breakers de control, pulsadores, botoneras, se
crearon wizards que permitan la acción de los dispositivos y la visualización de su
estado, dependiendo del nivel de Acceso que tenga el usuario. Para esto se
definieron algoritmos con variables de tipo discreto, y su configuración en la
pantalla de Animation links (Figura 3.1), en propiedades como:
59
Fill color para la visualización del estado del dispositivo.
Touch Pushbuttons para la acción de encendido o apagado.
Visibility y Disable para restricción'de usuarios.
Object type; Poljtgon £reV Ünk Ne$ L'nk
, Touch Unks
• User Inputs
. P" Díscrete
' P Analog
i P. String
, Slidets
r Vertical
• í~ HorÍHonta!
. Touch Pushbuttons
f? Díscret&Value
• P Acb'on
P ShowWíndow
\ HideWindow
-
. Une Color .
• P Dísciete
P- Anabg
P. DiscfeteAlatm
T** AnáogAlarm.
Ob}eGlGi¿e
F Height
r ' Widlh '
f/llscellaneous
J7 Visibility
T Blink
P" OiíentatTon
Jv Disable
FUI Color. ' -
$? Discrete
r~ Analog4
r~ Dlsciet&Alarm
P Analog AJarmj
• Lucalion - -i
, P Vertical
P Horizontal
Valué Displací .1
P Dí;c.eté
P Anaf^q
P Smng
oí;
Canee!
Text Color
P , Bis roteP Ar.3-cg
P Olt^fiátf^lüNii
P Gualas Aferró
1 etceiil | ill
•P Vertical
P Horizontal
Figura 3.1 Pantalla de animación de objetos.
El algoritmo desarrollado en Touch Actión Script es similar para todos los
dispositivos de acción discreta como a continuación se describe;
Acción de Encendido.
Condition Type: On key down.
IF SAccessLevel >= 8000 THEN
Inputjcal = 1;
ELSE
Show "ADVERTENCIA11;
contador=contador+1;
IF contador > 2 THEN
Show"STOP";
Híde "ADVERTENCIA";
contador=0;
ENDIF;
ENDIF;
Acción de Apagado.
Condition Type: On key down.
IF SAccessLevel >= 8000 THEN
Inputjcal = 0;
ELSE
Show "ADVERTENCIA";
contador=contador+1;
ÍF contador > 2 THEN
Show"STOP";
Hide "ADVERTENCIA";
contador=Q;
ENDIF;
ENDIF;
60
3.3.4.2 Algoritmo de Comunicación entre la Interfaz y dispositivos de monitoreo y
control
El algoritmo permite establecer una comunicación permanente entre el
computador, controlador lógico programable y el Analizador de Redes,
verificando que el proceso se encuentre dentro de los parámetros normales de
operación y funcionamiento o su vez tomar acciones correctivas en caso de
interrupción o falla del proceso.
Condition Type: While Showing Every; 8000 Msec.
IF ESTADCLPLC==0 AND ESTADO__CVMK==0 THEN
PlaySound( "C:\EM\Sonidos\microcvm", 1 );
ELSE
IF ESTADCLPLC==0 THEN
PlaySound( "C:\EM\Sonidos\micro", 1 );
ELSE
IF ESTADCLCVMK==0 THEN
P!aySound(llC:\EM\Sonidos\cvmkn, 1 );
ENDIF;
ENDIF;
ENDIF;
3.3.4.3 Algoritmo de Operación correcta del sistema
Para el funcionamiento correcto de la Interfaz Hombre Máquina, previamente
deben inicializarse los drivers de comunicación, caso contrario el siguiente
algoritmo garantiza que la HMI no empiece a operar.
Condition Type: While Showing Every: 500 Msec.
IF lnfoAppActive( lnfoAppTitle( "ABKF2" )) == O OR lnfoAppAcíive( lnfoAppTit!e(
"MODBUS"))==OTHEN
Show'TJNlClO";
ENDIF;
61
INICIO.
Touch Actión Script
WControl( lnfoAppTit!e( "wwlogvwr"), "cióse");
WWControl( lnfoAppTitle( "wm"), "cióse");
WWControl( InfoAppT¡tle( "view"), "cióse");
Todos los algoritmos desarrollados en la Interfaz Hombre Máquina del presente
proyecto se encuentran detallados en el Anexo E.
3.4 DISEÑO DEL HMI
Es necesario resaltar que la Interfaz desarrollada cumple con todos los
requisitos de funcionalidad, confiabilidad, disponibilidad, seguridad, integridad,
estandarización, integración, consistencia y soporte.
Es fundamental indicar que en virtud de que el sistema enlaza varios
dispositivos externos, existen procedimientos para operatividad y comunicación
entre todos los elementos y el HMI. Se utilizan protocolos especiales para cada
dispositivo que proveen datos o a su vez responden a acciones de control. Se
debe tomar en consideración la interfaz de comunicación, en este caso los I/O
servers, indispensables para el enlace; de lo cuál se profundizará en lo
posterior.
Las consideraciones de diseño parten de la premisa de que es necesario
bosquejar y presentar un ambiente totalmente familiar al operador o usuario,
proporcionando un ambiente de trabajo muy cercano a lo real, para lo cual se
deben incluir elementos que se asemejen a los dispositivos físicos presentes en
el proceso. Esta técnica facilita e! trabajo y manejo de las variables involucradas
en la subestación.
En la subestación existen tres turnos de asignados a los operadores, y son:
08HOO-13HOO; 13H30-18H30 y 19HOO-22HOO, observando así, que la
subestación queda abandonada desde las 22HOO a 08HOO, notando así la falta
de confiabilidad necesaria para la operación y manejo de situaciones en la
subestación Guaranda.
62
Se han desarrollado todos los algoritmos necesarios para habilitar a cada
elemento y que éste a su vez permita efectuar las acciones de monitoreo y
control en tiempo real de los dispositivos externos; es decir, el accionamiento de
switch, interruptores, relés, dispositivos indicadores, adquisición de datos en
instrumentos de medida, tratamiento de variables y acciones de control.
Es necesario informar que el presente diseño considera una RTU de
características similares a las existentes en otras Subestaciones de Distribución
de Energía, y cuyas especificaciones técnicas se detallan al final del presente
capítulo.
3.4.1 1MPLEMENTACION DEL INTERFAZ
En el desarrollo del interfaz, a través del software utilizado, se requiere de la
creación de elementos de visualización, mímicos o pantallas, una base de datos
de etiquetas o variables, animaciones, scripts, etc, que emplean o forman parte
de todo un proceso de configuración y definiciones propias de la programación.
El Interfaz aquí diseñado necesita para su implementación una Unidad Terminal
Remota de características especiales que,por limitaciones económicas no se
puede adquirirla, al momento, en la EMELBO. Pero se incluye en el diseño
todas las características que se deben considerar para la aplicabilidad del
presente proyecto, cuando incluya la RTU.
A continuación se detallará de manera muy general todo el sistema, y en el
siguiente capítulo, donde se elaborará un módulo de simulación para demostrar
que el diseño es completo, se utilizará a manera de RTU un Controlador Lógico
Programable (PLC), a fin de demostrar el alcance del Interfaz y su correcta
operación.
63
En lo que sigue se describe la programación en intouch y demás componentes
de Wonderware como, son los I/O Server que permiten la ejecución del
programa.
3.4.2 PANTALLAS DESARROLLADAS
Tomando en consideración todo el proceso y elementos presentes en la
Subestación de Distribución de Energía Guaranda, se han diseñado hasta el
más mínimo detalle y se han incluido paneles que físicamente se encuentran
separados, tratamiento de archivos de generación de datos referentes al
proceso de monitoreo y control de la subestación, registros de eventos y
alarmas, etc que a continuación se detalla, uno a uno, de acuerdo al orden de
creación; obviamente que todas las pantallas tiene accesos directos entre sí y
desde cualquier otra opción; y son:
1. Presentación.
2. Password
3. Sala de Control
4. Pane! 1
5. Pane! 2
6. Panel 3
7. Panel 4
8. Panel 5
9. Panel 6
10. Panel 7
11. Panel 8
12.Gis69KV-13.8KV
13. Entrada 69KV Riobamba-
Guaranda
14. Salida Guanujo 69KV
15. Salida Cochabamba 69KV
16. Acerca De
17, Advertencia
18. Alarmas
19.Cenace
20.Emelbo
21.Eventos
22,Tiempo real
23,Tiempo reaM
24. Tiempo real_2
25. Menú
26. No automatizada
27. Impresión
28. Sistema
29. Inicio
30. Control
31. Control 1
32. Stop
Como se muestra a continuación.
64
[í;! i Windows lo Open...^^^^^^^^^^^^H^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^H^xJ
" ' "„ . - -, ,
'
¡ .
ülisM PRESEHTÁCIQÑ^^^^^^^MP2Í PANEL 1P22 PANEL 2P23 PANEL 3P24..PANEL4P25 PANEL 5P;26 PANEL 6P27 PANEL 7P28 PANEL 8C2 SAU DE CONTROL
n INICIO rsTopl~: ACERCA DE H TIEMPO REALH ADVERTENCIA H TIEMPO REAL 1H ALARMAS r. TIEMPO REAL 2T CENACEr CONTROLP CONTROL 1PEMELBOp EVENTOSP IMPRIMIR
R 3 GIS 69 KV-13,8KV. R10BAM-GUAR H MENÚG4 ENTRADA 69 KV.RIOBAMBA-GUARAN D NO AUTOMATIZADAP-5 SALIDA GUANUJO 69 KVr 6_SALIDA COCHABAMBA 69 KV
4 \
P PASSWORDTP SISTEMA
1 • • • • • - , - M
K f \l Oetails _ SeleclAI ClearAH
Figura 3.2. Pantallas implementadas en Intouch.
Fue necesario crear una simbología a emplearse en la definición de los
tagnames, que permitirá identificar a cada elemento con su variable asociada.
ca Corriente Alterna
ce Corriente Continua
e Emergencia
i Interruptor
m Medidor
# Número del panel
1 Lámpara de visualización
s
si
b
v
a
d
Switch
Slider
Botón
Voltaje
Corriente
Disyuntor.
3.4.2.1 Presentación
Aquí se hace una descripción general del Sistema de Distribución de Energía
Eléctrica en la Provincia de Bolívar, Desde el punto de enlace en Riobamba hasta
las Subestaciones que tiene la EMELBO. Con las siguientes características
principales.
65
Presentación gráfica del Sistema de Distribución en la Provincia de Bolívar,
Subestaciones que forman parte del anillo de Distribución de la EMELBO,
y niveles de voltaje presentes.
Iconos de Acceso Directo a cada subestación: Chimbo, San Pablo,
Cochabamba, Guanujo, Echeandía y Guaranda. En el presente caso,
únicamente la EMELBO ha implementado el proceso de automatización
para la Subestación Guaranda, pero el diseño permitirá que en lo posterior
se enlace todo el sistema de Distribución en la provincia de Bolívar.
Elementos de visualizacíón que contienen información adicional sobre el
estado de las demás subestaciones, así como también si se ha concedido
el acceso a la Subestación Guaranda, la función concedida al usuario, y el
registro del operador del Interfaz.
RIOBAMBA13BKV-69K.VELECm/CAENLAPROVffifaADE&OUVAfl
SCV-í,
SUBESTACIÓN GUARANDAB9KV-13.8KV
Función: j nonV
Operario: ¡
Figura 3.3. Pantalla de Presentación.
66
3.4.2,2 PassAVord
Es la ventana donde se otorga un nivel de ACCESO a usuarios, dicha ventana se
presenta cuando en la pantalla anterior, mediante los iconos de acceso a las
Subestaciones, el operador trata de ingresar al Sistema al iniciar la aplicación. En
esta pantalla es necesario ingresar la función del operador o usuario, el nombre y
la respectiva contraseña. El sistema verifica los datos ingresados y permite de
acuerdo al nivel de acceso concedido; realizar; la observación, monitoreo o tener
un control completo de la Subestación, y de todos los parámetros. El diagrama de
bloques desarrollado para tal efecto se puede observar en la figura 3.4
INICIO
INGRESO DE FUNCIÓN DEL OPERADORV PAS5WORD
no
Figura 3.4. Diagrama de Flujo para Nivel de Acceso del operador
67
Se debe recalcar que, en un proceso es imperante mantener criterios de
seguridad, control y registro de operadores, definición de usuarios, a fin de
establecer un registro de operadores o del tipo de Ingeniería, ante posibles
acciones a tomar. Por ejemplo: llevar un control de ingreso de operadores, definir
operaciones inherentes únicamente al jefe de Subestaciones o Jefe del
Departamento Técnico, se puede establecer responsabilidades directas sobre el
correcto o deficiente desempeño del operador responsable de la Subestación en
un momento determinado o ante una situación de emergencia que se presente.
Los niveles de acceso van desde 500 para el nivel mas bajo, hasta el nivel 9999,
Para este caso se han definido tres tipos de usuarios o funciones específicas;
La función de Ingeniería que presenta un nivel de acceso de 9000 por lo que es el
único autorizado para realizar cambios en el sistema, agregar nuevos usuarios,
operar elementos o dispositivos que requieren de una autorización especial, tal es
el caso de la conexión o desconexión de un circuito que abastece de energía a
toda una ciudad. En este caso, es necesario y será únicamente personal calificado
del Departamento Técnico o Jefe de Subestaciones de la EMELBO que será el
encargado de realizar esta operación, por lo delicado del proceso. O, a su vez,
para efectuar mantenimiento en la subestación, descargar información referente a
archivos históricos o generación de eventos, actualización del sistema; es decir
con esta función, el usuario tiene un control absoluto del proceso.
La función Monitoreo, con un nivel de acceso de 2000, está autorizado para
visualizar el proceso, realizar acciones de control básicas que no involucren mayor
problema, registrar datos o eventos, responder a condiciones de alarma y
emergencia. En este caso es el operador de subestación el encargado de realizar
este trabajo. En la Subestación Guaranda existen actualmente tres turnos diarios,
durante las 24 horas, los 365 días del año, donde personal calificado realiza el
monitoreo de la subestación, encargado de la recopilación de datos o variables
tales como voltajes, corrientes, lectura de potencias, estado de relés, disyuntores,
contactores, sistemas de alarmas, etc. Es decir tiene un control parcial de la
subestación.
68
La función Ninguno está presente únicamente cuando se quiere visualizar el
proceso. Es para usuarios con acceso restringido, y no se permite realizar ningún
tipo de trabajo.
Una vez definida la función, que será establecida por la Empresa Eléctrica de
Bolívar, se ingresa el nombre del usuario simplemente colocando el cursor en el
cuadro de control de texto e ingresando los datos, se solicitará la clave o
password. Si la clave es correcta, automáticamente se otorga el acceso al sistema
y aparece la sala de control de la Subestación. Si la clave no es correcta, el
sistema no da paso a dicha operación.
Figura 3.5. Pantalla de Seguridad para la operación del Sistema.
En esta misma pantalla es posible realizar el cambio de clave o password,
configuración de usuarios, operación autorizada a personal de! Departamento
Técnico, en donde reposa la información necesaria y el soporte para efectuar
cualquier cambio o asignación de claves.
Dicha acción también es posible realizar desde el WindowViewer, en la opción;
Special, Security, y se puede realizar el cambio de clave, cambio de usuario,
activar o desactivar la función que se requiera.
69
Definición de Tagnames
En la presente pantalla se utilizaron 4 íagnames, cada variable tiene asignado un
nombre (tagname) y un tipo que se almacena en una base de datos de las
etiquetas denominado Tagname Dictionary; que contiene el valor actual de todos
los ítems, y son los siguientes.
TAGNAME
OperatorEntered
operariojnput
Password_input
ChangePassword
TIPO
System Message
Memory Message
Memory Message
System Discrete
DESCRIPCIÓN
Ventana de control. Para describir las
funciones asignadas para usuarios.
Ventana cuadro de texto. Para ingresar
nombre de usuario.
Ventana cuadro de texto. Para ingresar
clave de registro de usuario.
Tiene asociado un Action Scripl
(Editores lógicos). Al pulsar la opciór
de cambio de clave, se ejecute dichs
acción.
Tabla 3.1, Tagnames de ventana de Seguridad
3.4.2.3 Sala de Control de la Subestación Guaranda
Es la pantalla principal de identificación de la subestación Guaranda. Contiene
accesos directos a todos los paneles internos (8), presentes en la Sala de Control
de la subestación, que realizan la operación de distribución de energía en la
ciudad de Guaranda y sus alrededores a 13.8 KV. También presenta un acceso a
los paneles que se encuentran a la interperie correspondientes a la Entrada de
Riobamba, salida a las Subestaciones de Guanujo y Cochabamba a 69KV, el
panel correspondiente al Transformador GIS 69KV/13.8KV, para la subestación
Guaranda. Además presenta 12 iconos de acceso a funciones especiales que
son:
70
SALA DE CONTROL SUBES TACtQN GUARANDA
(5)31
Fundan | I
Operarlo |
TRANSF.SESVCDSfttJl
SALIDA COCHABAMBAB9KV
Figura 3.6 Sala de Control Subestación Guaranda
Descripción de Componentes.
• Alarmas.- acceso directo a la ventana donde se registran las alarmas que
ocurren en el proceso.
• Eventos.- llama a la ventana de registro de eventos, entendiéndose por
estos a gráficas en tiempo real que registran la variación o estado de una
variable, que puede ser cualquier parámetro de tipo eléctrico que requieren
un análisis minucioso.
• Cenace.- pantalla en la que se ejecuta un enlace directo con el Centro
Nacional de Control de Energía, y que permite enviar, por lo pronto, datos
de generación eléctrica.
• Estado del Sistema.- permite verificar como se encuentran los dispositivos
externos, PLCs, RTU, Analizador de Redes y demás elementos de enlace
con la Interfaz.
71
Reporte diario.- abre una hoja de cálculo en Excel en la que se registran
los parámetros eléctricos detallados en el capítulo 2; y que el operador de
subestación debe registrar y almacenar cada 30 minutos. En el diseño se
reduce el tiempo de almacenamiento a 10 minutos en forma continua,
durante las 24 horas del día.
Datos Generales.- muestra una descripción general de datos, normas de
la subestación.
ABKF2 (PLC).- es un acceso directo, provisional para el PLC y módulo de
simulación. Una vez implementado la interfaz en la subestación deberá ser
reemplazado por la RTU. No es más que al acceso al programa I/O server
que permite la visualizacion del estado del proceso de intercambio de datos
entre el Intouch y el dispositivo externo (PLC) RTU.
MODBUS - (CVMK_H).~ permite el acceso al í/0 Server para la
visualizacion del estado del proceso de adquisición de datos del Analizador
de Redes CVMK-h ubicado en cada panel y que provee de datos de
parámetros eléctricos de voltaje, corriente, frecuencia, distorsión armónica
de voltaje, potencia activa y reactiva presentes en cada panel de salida de
la subestación a nivel de 13.8KV, y que se visualizan a través del HMI.
Ayuda.- presenta en formato PDF de Acrobat Reader un manual de
usuario (ver Anexo E), elaborado especialmente para que tanto el operador
de subestación o personal del departamento técnico, pueda conocer el
proceso de instalación y puesta en marcha del HMI, así como también las
consideraciones necesarias a tomar en caso de avería o proceso de
mantenimiento.
Acerca de.- muestra información concerniente a la propiedad intelectual del
Diseño del HMI.
Logger.- permite un acceso al programa de Intouch Wonderware Logger, el
cual registra absolutamente todas las operaciones que realiza Intouch,
mientras se ejecuta WindowViewer. Muestra en modo de listado,
cronológicamente, la fecha, hora, tipo de acción y programa al que
pertenece. Para entender este programa, es necesario tener un
conocimiento de las aplicaciones que Intouch desarrolla.
Registro de operadores.- permite mostrar el registro de los operadores,
72
Además de los iconos de acceso mostrados anteriormente, en esta pantalla se
presentan en forma totalmente similar a lo rea!, la disposición de cubículos o
paneles en el Centro de Control de la Subestación Guaranda; es decir con todos
los mínimos detalles que hacen mucho más fácil el ambiente de trabajo y
familiarización con e! entorno a! operador, y responde al siguiente diagrama
unifilar.
TR. DESERVICIOSAUXILIARES
ENTRADA DETRANSFORMADOR SALÍ DA 2 SALIDA 3 SALÍ DA 4
BATERÍAS YCARGADOR
ÍLUa
5A
R 1 TRISkva/:
13.8 K\N
)NFB
)-"-)NFfl
1h „[I 3XPT
,T,UJp i
13.B / 0.115 KV
V'lj / V~3
0.6 Y
E. BUS
?|
\
(
(,c
v VCBí 13.8 KV] SODAf* 18 KA
" 3XCT•MR600/5A C10
3XCT1 MR600/5A
0.68 - 0.5
.¿iV
' íc<
\B, 13.8 KV1 500 AJ 18 KA/
•*• 3XCTMR600/SA C10
~ 3XCTMR600/5 A
D.6S - 0 .5
ÍDEMALA
IZQUIERDA
!ÍDEMALA
IZQUIERDA
IÍDEMALA
IZQUIERDA
_L
Figura. 3.7. Diagrama unifilar, Paneles de Control Internos Subestación Guaranda.
De acuerdo al diagrama anterior, en nuestra pantalla se introducen accesos
directos a cada uno de los paneles, con la misma disposición y características.
• Panel 1.- Emergencia.
• Panel 2.-Transformador de Servicios Auxiliares.
• Panel 3.-Transformador para Barras.
• Panel 4.- Entrada 13.8KV del Transformador,
• Panel 5.-Salida Guaranda-Vinchoa; 13.8KV.
• Panel 6.- Salida Guaranda -1° de Mayo; 13.8 KV.
• Panel 7.- Salida Guaranda - Cdla La Playa; 13.8KV
• Panel 8.- Salida Guaranda - Chimbo
Adicionalmente se han incorporado los paneles externos (interperie) a nivel de 69
KV. Con esto lo que se busca es que el Interfaz cubre eficientemente y condense
toda la información que maneja la Subestación en un mismo ambiente de trabajo,
optimizando recursos, y brindando al operador las condiciones necesarias para
73
mejorar su desempeño; algo que en la realidad y con la disposición física de los
paneles a la interperie, no es posible hacerlo, por cuanto dichos paneles se
encuentran fuera de la sala de control y en un ambiente totalmente expuesto. En
ocasiones de lluvia, sol intenso, o en la noche, es inminente que el operador tenga
que trasladarse hasta el sitio para recopilar información y realizar el chequeo de
todos los parámetros a intervalos de 30 minutos, lo que puede provocar fallas
humanas.
Esto, con el diseño propuesto, ya no es indispensable, pues el Interfaz diseñado
considera todas estas situaciones. Los paneles a la interperie que también forman
parte de la pantalla principal de la sala de control son:
• Panel 1.- Entrada Riobamba-Guaranda 69KV
• Panel 2.- Salida Guaranda-Guanujo 69KV
• Panel 3.- Salida Guaranda-Cochabamba 69KV
. Panel 4.- Entrada GIS Transformador 69KV-13.8KV
También se puede visualizar, datos como la fecha, hora, registro de operadores, la
función asignada y nombre. El llamado a otras ventanas se las realiza mediante
Touch Pushbuttons configurados de acuerdo al caso en los Wizard diseñados
para el efecto. Se incorporan en la programación los correspondientes Touch
Pushbuttons Action Scripts para llamar a archivos.exe tales como Excel, I/O
Server para Analizador de Redes, RTU (PLC), Microsoft Word, Wordpad, Adobe
Acrobat Reader,
3.4.2.4 Panel 1 — Baterías Y Cargador
En este panel se introduce el tratamiento de variables eléctricas, señales de
monitoreo y control, adquisición de datos y parámetros eléctricos a través de
dispositivos externos conectados entre sí a través de RTU y de software para
lograr una comunicación efectiva con el Interfaz. Obviamente, es necesaria la
presencia de elementos transformadores, reductores de corriente para los
instrumentos de medida, fuentes independientes para circuitos de control, y
elementos de visualización, etc.
74
En el referido panel 1 se encuentra un dispositivo de carga de baterías que
mediante un sistema de rectificadores y tiristores convierten voltaje AC a voltaje
DC constante. Posee un sistema automático de carga que va chequeando
constantemente el valor entregado.
Los elementos presentes físicamente en este panel ubicado en el interior de la
sala de control de la Subestación Guaranda, se describieron en el capitulo
anterior. (Ver diagrama unifilar, Figura. 2.4.1 - Sección 2.4.1)
Partiendo de la disposición física de los elementos y su función se diseñó la
siguiente pantalla.
Efe Iw'e
SERMC»AUWLlARCJi, FLOTAWí COWPEMSADORA feUMlM."Acsoureg _ ijjaiHfs EüUALgwc *«*w«.
D n n ntfOUTAJCDeílC ftUPOWJOeCC „ aQTANIC COWPCHSADORA
j SftUDftOE SALBA.DC FLOATING EOllAUZWG MAMUAl,
40 60 40 EO
100 O 100 O 100
OCD.O
COWP6KSAÜOW " S 't0£EÍR£A
yrtKMM, '
:BOflD¿ UZJXiCDUU I
Figura 3.8, Panel 1 - Baterías y Cargador
75
Descripción de componentes- Panel 1.
Adicionalmente a la barra de menú descrita en la sección 3.5.3.4.1, el detalle de
los elementos diseñados para la Interfaz gráfica en este panel es;
Amperímetro de CA.- Instrumento de medida de Corriente Alterna de la
fase del Transformador (1(|>) de Servicios Auxiliares, que mediante un
transformador reductor CT MR600/5A, se conecta al Analizador de Redes
CVMK-h, presente en el panel, cuyo dato es enviado mediante vía RS485 a
un conversor RS232 y a su vez adquirido por Intouch utilizando protocolo
MODBUS. Este dato es asignado a una variable específica y presentado en
valor análogo y digital al operador, en el instrumento que se visualiza en el
panel 1, (Figura 3,8).
A continuación se presenta el procedimiento a seguir para el desarrollo de!
algoritmo correspondiente a los instrumentos de medida;
-S Creación de un Wizard que permita la visualización del valor de la
corriente alterna de la fase del Transformador en dato análogo y
digital, esta acción se realiza mediante la unión de wizard del tipo
Meter dial y Valué Displays, creando un arreglo de visualización
mediante Make Cell.
•s Para el funcionamiento del Arreglo se debe definir una variable
(tagname) encargada de la adquisición del dato correspondiente
entregado por el Analizador de Redes CVMK-h, como se muestra
en la Figura 3.9.en esta pantalla se determinan los rangos máximos,
mínimos y divisiones de! meter dial de la variable a visualizar
76
Meter wizard
Expiession: |A1cc
,- Meíer/Gauge Face
< Label; , (Meter
Filí Color: • I I
-Meter Range-r-
Minimum; -|0
- Máximum:
Tíck' Lábels - -
Djsplay aLabef/or
Tejít Color; 'H
TeKt Color;
Mapr Dívisíons: J6
MinorDívisfons: Í4~
- ; 2
Decimal Places; JO
Figura 3.9. Configuración de parámetros del meter dial.
Todos los parámetros que se deben asignar al tagname anteriormente definido se
muestran en la Figura 3.8; como son el tipo específico de cada etiqueta acorde
con su uso, en este caso I/O Real, por ser una etiqueta de lectura compartida con
el I/O server ABKF2, asignación dentro de un grupo de Alarma, determinar un
almacenamiento histórico de la variable, valor inicial, tipo de conversión. Tipo de
alarma, valor y prioridad los mismos que se registran en la pantalla de alarmas
que mas adelante se especifica con detalle.
77
T agríame Dictíonary
Main f~ Detaiís í™ AEarms ' iDetalfe ScAIarmsl ^ Herrtas
Restore Detete Save ' " £< Select., Cancel Cióse
4 Tagname: JA1cc lype: >.. - I^O Real
Gíoup: „ panel"! £» Readónfi1 'r ReadWrite
: Comment:í;,' Iv7 LogData !• Log E vente Príorít)>; 1933
Inittal Valué: O Mín EU: O 9399
O Max Ra
r EngUníts:
T
Access Ñame:... PANEL!
|9993
Conversiónf*" Unear
5 1~, use Tagname as ítem Ñame LogDeadband:JO
AlarrnVaiue Pri*
W LoLo|3 , [6
17 Lo^ M ... I5I* Migh 20 _ ' J4 ¡
& HiHi 'MI -. , |1
| Valué Deadband: |t' •
:
,
i
í™- MínorD^evíation
) .Majar Devíatiorr
Deviatíon Deadband %: ¡3
I"- Rate of Change
•, !
Figura 3.10. Configuración de parámetros de la variable A1cc.
Para determinar el Access Ñame se debe configurar de la siguiente manera;
Nombre de la Aplicación que corresponde al nombre del I/O server del dispositivo
que se use, Tepic Ñame que es el nombre del archivo cargado en el dispositivo
externo (PLC), protocolo DDE, etc. como se muestra en la Figura 3.11
78
jModify Access Ñame |1ií!
|
i!
í
!
¡
i1iíí
í
,
Access Ñame: | PAN ELI OK
Üode Ñame: , • „ Cañe
|
Application Ñame:
|ABKF2
TopicName; , -
PANEL1
Which jDrotocol to use • •• - • — • ;
F DDE , C. Suteünk . :
•. . tí ' \ * " " "wjien to üdvise sBfver -••
P Advíse all ítems - !í*~ Advise only active ítems
el
Figura 3.11. Configuración del Access Ñame.
S La visualización digital del valor presentado en el meter dial, consta
de un texto el cual es configurado en la pantalla de Animation Links.
(Figura 3.1). en el casillero correspondiente a Valué Display del tipo
de adquisición de valor análogo.
Para los instrumentos de lectura de variables eléctricas presentes en todos los
paneles se realiza una programación similar a la anteriormente descrita.
• Amperímetro de CC.- Instrumento de medida de Corriente Continua del
Banco de Baterías de Emergencia para el circuito de maniobras y control
de la Subestación; que de manera similar al amperímetro de ca, se
adquiere y presenta su valor digital y análogo. Se utiliza un transformador
de corriente de 75/5A; 5VA.
Voltímetro de CC.- Instrumento de medida de Voltaje Continuo que
entrega el Banco de Baterías de Emergencia para el circuito de maniobras
y control. Teniendo presente la conexión para el Analizador de Redes, se
presenta su valor digital y análogo.
79
Luces Indicadoras para punto Flotante y Compensadora, Servicio
auxiliar c.a, manual y falla.- responden al accionamiento y operación del
Banco de Baterías, para lo cual se han asignado variables del tipo
discretas, encargadas de la operación de las mismas, todas estas trabajan
a18Vy24V];1W,
La programación de dichos elementos se la realiza en la pantalla de
Animation links anteriormente descrita, en el casillero de Fill color (Figura
3.12.) determinando dos distintos colores para valores de 1 y 0. Indicando
su encendido y su apagado.
FUI Color -> Discreta Expression
Expression:
Entrada dCI
f r Colors_ , _
O/ALSE.Off; [ - 1 lTRUE,Qnc < - 1
Figura 3.12. Configuración de luces indicadores.
3 Selectores.- de 2 posiciones para: Salida de Rectificador (encendido o
apagado del voltaje de CC de la batería); Salida de Rectificador (encendido
o apagado de la corriente de CC en la carga) y; Sistema de Carga en
modo manual y automático.
De la misma manera se han creado Wizards que permitan el accionamiento
de tipo discreto y a la vez permitir su acción dependiendo del Nivel de
Acceso del usuario. Las propiedades configuradas en Animation Links son:
Visibility, con un $Access level >=2000 y estado de visibilidad de On.
Disable, con un $Access leve! <2000
Discrete Valué, con una acción de set para On y reset para Off.
80
Dials de Posición.- para establecer el punto flotante y punto de
compensación; de igual manera para establecer el nivel del voltaje que
entrega el rectificador en modo manual, para la operación del sistema de
emergencia. El algoritmo para el tratamiento de estas variables que son del
tipo análogas, se lo hace en base al escalamiento de la variable análoga a
una palabra digital que depende del número de bits del controlador PLC
(RTU) para establecer un valor determinado. Dicha operación se especifica
detalladamente en el capítulo siguiente en el desarrollo del módulo de
simulación.
Breakers.- en total son 6; encargados del accionamiento de la Entrada de
CA, Salida de Emergencia, Batería, Alumbrado de Emergencia, y Circuitos
de Disparo y Control, Con los cuales se permite efectuar una mejor
distribución de la Carga, en caso de una emergencia en la que tenga
necesariamente que intervenir este sistema. El algoritmo desarrollado para
dicho dispositivo se detalló en la sección 3.3.4.1
La información presentada se la detalla a continuación en la definición de los
tagnames empleados para este caso, y se la profundiza en el siguiente capítulo
donde se enlaza todos los dispositivos de visualización y control, para el módulo
de simulación.
81
Definición de Tagnames y Variables - Panel 1.
Acces Ñame: PaneHTAGNAME
Alca
Vtcc
A1cc
Entrada dC1
FIotante_b1
Compen_b1
Manual b1
Rectout_sv1
Rectout_sa1
Chargesys_s1
FLOTANTE
COMPENSADORA
MANUAL
Inputjcal
Output ¡e1
Batería ¡cd
Alum leí
Controh i1
Controla ¡1
Alarm 1
TIPO
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O discreíe)
(f/0 discrete)
(I/O discrete)
(I/O discrete)
(l/O discrete)
(I/O discrete)
(l/O discrete)
(l/O real)
(l/O real)
(l/O real)
(l/O discrete)
(l/O discrete)
(l/O discrete)
(l/O discrete)
(l/O discrete)
(l/O discrete)
(l/O discrete)
ÍTEM
N7:10
N7:8
N7:9
B3:0/8
B3:0/1
B3:0/2
B3:0/3
B3:0/4
B3:0/5
B3:0/6
N7:1
N7:2
N7:2
B3:0/8
B3:0/9
B3:0/10
B3:0/1 1
B3:0/12
B3:0/13
B3:1/3
DESCRIPCIÓN
Medidor de Corriente Alterna panel 1
Medidor de Voltaje Continuo panel 1
Medidor de Corriente Continua panel 1
Indicador de Servicios AuxiliaresIndicador de desborde del Punto Flotante-Accionafalla
Indicador de desborde de Compensadora
Indicador de calibración manualSelector Salida de Rectificador-Batería Voltaje deCC.Selector Salida de Rectificador-Carga Corriente diCC.
Selector Sistema de Carga. Automático-ManualPara ingreso de valor punto flotante-variableanálogaPara ingreso de valor compensadora-variableanálogaPara ingreso de valor entrega voltaje en formamanual
Disyuntor para entrada de Corriente Alterna
Disyuntor para Salida de Emergencia
Disyuntor para Sistema de Baterías
Disyuntor para Alumbrado de Emergencia
Disyuntor para circuitos de Disparo y Control
Disyuntor para circuitos de Disparo y Control
Sirena para eventos de alarma panel 1Tabla 3.2. Tagnames de Panel 1- Baterías y Cargador.
En las pantallas siguientes la configuración de variables (Tagnames), desarrollo
de algoritmos es similar.
3.4.2.5 Panel 2 — Transformador de Servicios Auxiliares
En el panel se encuentra el transformador de servicios auxiliares para el la
subestación Guaranda en paneles de 13.8KV; aquí se presentan los dispositivos
de visualización y sonoro, encargadas del monitoreo del sistema de alarmas, tanto
a nivel de circuitos de operación a 13.8KV como a 69KV en alimentadores y
transformador principal.
82
Se incluyeron también instrumentos medidores de Corriente y de Voltaje de AC
para cada una de las fases, del transformador de 15KVA/3; 13.8KV; 240V-120V;
así como también breakers para circuitos de alumbrado, emergencia, disyuntores,
tomas y repuesto.
Del análisis de los elementos constitutivos del Panel 2 presente en ia Sala de
Control de la Subestación Guaranda, descritos en la sección 2.4.2, y tomando en
cuenta la disposición física de los elementos y enfocando a presentar un entorno
similar al real, se diseñó la siguiente Interfaz gráfica.
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•es xv
TALLAMOTOR
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. ' -"J^'¿> 2602^X50- TRASFORMADOR DESERVICIOS AUXILIARES ' ; ' L * '
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9 PAMCLa
• PAie.5
9 PANEU
• PAKH.7
• PANB.I
• CtS
• S.COCH
Ai. ASMAS
S
HOTAS
^
^
- - i
•
t
í
t
A
¡
!
- 1!i
HUÍ
í [T¿3"ft
Figura, 3.13, Panel 2,- Transformador de Servicios Auxiliares
83
Descripción de Componentes - Panel 2.
• Luces indicadoras de Alarmas.- Encargadas principalmente del
monitoreo del estado del transformador GIS de 69KV; siendo estas las
siguientes: Falla de sobrecorriente 69KV; falla de alimentación VCD 69KV;
Baja presión del gas SF6 para extinción del arco; Falla del motor interruptor
seccionador; Bajo nivel de aceite refrigerante; Sobre-temperatura del
transformador. De la misma manera para la salida del GIS 13.8KV se
detecta la falla de sobrecorriente 13.8KV; falla de alimentación VCD
13.8KV, falla de alimentación VCA. Estas lámparas operan a 24 V, 1W.
• Amperímetros y Voltímetro (AC).- para Corriente y Voltaje alterno en
cada una de las fases del transformador de servicios auxiliares.
En el pane! se encuentran los transformadores de corriente 600/5A, de los
cuales se adquirirán las señales al Analizador de Redes CVMK-h el cual
permitirá obtener los datos a mostrarse en el interfaz. Así mismo, las
conexiones para voltaje son directas al CVMK-h, según las especificaciones
del dispositivo (Ver Anexo B), Se mostrarán los valores en un display
análogo y digital.
• Breakers.- para el accionamiento de los circuitos principales, en caso de
falla, para carga de baterías siempre y cuando se requiera; el disyuntor
para alumbrado de la subestación, disyuntor para todos los dispositivos
encargados del control en los tableros del cuarto de control, y para los
equipos a 13.8KV. Se disponen adicionalmente de disyuntores para
repuestos y tomas. Todos estos dispositivos se accionan manualmente. En
la implementación se debe cambiar por breakers motorizados que
respondan a una señal de control de la RTU, accionado a través del
interfaz.
84
Definición de Tagnames y Variables - Panel 2.
PANEL 2. TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES
Acces Ñame: Panel2
TAGNAME
Sobrecorr69 12
Falimen69 Icc2
Bajapres¡onJ2
SobretempJ2
BajonívelJ2
Fmotor_l2
Falimen138 Icc2
Ftransfor 12
Falimen Ica2
Sobrecorr138 12
reposición
Aiarm 2
Cargabateria_d2
Alumbrado d2
]his__d2
Equipo138_d2
Repuesto_d2
tomasl d2
tomas2 d2
tomas3_d2
12Rac
!2Sac
!2Tac
V2Rac
V2Sac
V2Tac
TIPO
(1/0 discreí e)
(1/0 discrete)
(1/0 discrete)
(1/0 discrete)
(1/0 discrete)
(1/0 discrete)
(1/0 discreíe)
(1/0 discrete)
(I/O discrete)
(1/0 discrete)
(1/0 discrete)
(I/O discrete)
(1/0 discrete)
(I/O discrete)
(1/0 discrete)
(1/0 discrete)
(I/O discrete)
(l/Q discrete)
(1/0 discrete)
(1/0 discrete)
(1/0 real)
(I/O real)
(1/0 real)
(1/0 real)
(1/0 real)
(I/O real)
ÍTEM
B3:0/7
B3:0/8
83:0/9
B3:0/10
B3:0/11
63:0/15
B3:l/0
83:1/1
83:1/2
63:1/10
63:1/11
83:1/3
83:0/0
83:0/1
83:0/2
83:0/3
B3:0/4
83:0/5
63:1/12
83:1/13
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
DESCRIPCIÓN
Indicador alarma de sobre corriente a 69KV.
Indicador alarma de falla alimentación a 69KV. VCDIndicador alarma de baja presión del gas-transformador
Indicador alarma de sobretemperatura del trafo.
Indicador alarma de bajo nivel de aceite-transformado
Indicador alarma de falla del motor-interruptor.Indicador alarma de falla en alimentación a 13.8KV.VCD
Indicador alarma de falla en el transformador
Indicador alarma de falla en alimentación VCA.
Indicador alarma de sobrecorriente a 13.8KV
Pulsador para reponsión de alarmas
Sirena de señalización de alarmas panel 2
Disyuntor para sistema de carga de baterías
Disyuntor para alumbrado
Disyuntor para JHIS
Disyuntor para equipos de 1 3.8KV
Disyuntor para repuesto
Disyuntor para tomacorrientes 1
Disyuntor para tomacorrientes 2
Disyuntor para tomacorrientes 3
Medidor de Corriente Alterna fase R
Medidor de Corriente Alterna fase S
Medidor de Corriente Alterna fase T
Medidor de Voltaje AC de fase R
Medidor de Voltaje AC de fase S
Medidor de Voltaje AC de fase T
Tabla 3.3. Tagnames de Panel 2-Transformador de servicios auxiliares.
85
3.4.2.6 Panel 3 — Transformador para Barras
Este panel contiene únicamente un transformador de Servicios de 13.8KV a 115V,
para proveer de energía a toda la subestación, mantener el sistema de alumbrado,
tomas, accionar relés, lámparas piloto, energizar los aparatos de medida; es decir,
todas las funciones que requiere la subestación para servicio a 115V. Físicamente
en este panel, ubicado en la sala de control, Se incluye:
• Interruptor tipo Draw Out.
• Terminal de prueba para circuito de transformador de potencial
• Transformador de Servicios. 13.8 KVA/3, 0,115KV; 0,6 conexión Y.
• Medidores de Voltaje; RY, BY, BR (Análogos)
El Interfaz diseñado para este panel es por lo tanto el siguiente;
•
INICIO <«
-
v . '" V ,= ' • _ - ,v ' í.i ,
- . '- - -
- .
-
5I&3Cf
r-uncion !
Quera rio 11
2332JDB
aHE/aBG
a na
• PAHCL1
% .PAMELA
• PAIIELS
-
-',
10
BDffi| VOLTAJE ft-Y J,'
KV
B-Y
KV_
VOLTAJE B fl
Figura.3.14. Transformador para barras - Panel 3.
Descripción de componentes - Panel 3.
• Interruptor tipo Draw Out- que acciona un relé de protección diferencial,
para protección del transformador.
• Voltímetro (AC).- para Voltaje alterno en cada una de las fases del
transformador. En la subestación éste voltímetro es con conmutador, para
analizar en cada paso el voltaje de cada fase. Se ha introducido en este
diseño 3 voltímetros independientes para cada fase; esto se lo hace,
precisamente por la facilidad de operación del sistema, y las herramientas
tan versátiles que posee Intouch y permite efectuar este tipo de funciones.
Al igual que en casos anteriores, se muestra el dato en valor digital y
análogo y con las mismas consideraciones especificadas en paneles
anteriores.
Definición de Tagnames y Variables - Panel 3.
PANEL 3. TRANSFORMADOR PARA BARRAS
Acces Ñame: PaneIS
TAGNAME
VSRYac
VSBYac
VSBRac
TIPO
(1/0 real)
(1/0 real)
(I/O real)
ÍTEM
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
DESCRIPCIÓN
Medidor de Voltaje AC línea-línea RY
Medidor de Voltaje AC línea-línea BY
Medidor de Voltaje AC línea-línea BRTabla 3.4. Tagnames de Panel 3- Transformador para barras
3.4.2.7 Panel 4 - Entrada del transformador 13.8 KV
Este panel es uno de los más importantes, pues concentra toda la información a
nivel de 13.8KV, en la subestación. Contiene varios elementos de protección,
instrumentos de medida, contador de energía, interruptores y selectores, los
cuates se mencionaron en el Capitulo 2, Sección 2.4.4.
El interfaz implementado para este panel es:
87
fc PAHtLT
Figura. 3.15 Panel 4-Entrada del Transformador de 13.8KV
Descripción de Componentes — Panel 4
Relés.- en total cuatro relés, tres identificados como (50/51) que son relés
de sobrecogiente con unidad de tiempo y unidad instantánea para
protección de fases, uno para cada fase. Un cuarto relé identificado como
(50/51 N), que es un relé de sobrecorriente con unidad de tiempo y unidad
instantánea para protección de tierra.
WHD.- un contador de energía con demanda máxima. Es necesario
recalcar que en el analizador de redes CVMK-h no está disponible la opción
de que dicho dispositivo trabaje como un contador de energía y calcule la
demanda máxima. Para tal función es necesario adquirir una tarjeta
inteligente o módulo de expansión adicional (ver Anexo B), que existe en el
mercado, de la misma marca, y que efectúa dicho trabajo. Por lo pronto
dicha opción no se presenta en el Analizador de Redes.
88
• W, Var,A.- un medidor de potencia activa (vatímetro), un medidor de
potencia reactiva (varímetro)1 y un amperímetro de corriente alterna con
conmutador, que en el interfaz ha sido reemplazado por amperímetros
individuales para cada una de las fases. Para este efecto es importante
informar que el Analizador de Redes CVMK-h, realiza todas las funciones
de lectura de parámetros tales como: tensión, corriente, potencia activa,
reactiva, factor de potencia, frecuencia, distorsión armónica de voltaje para
cada una de las fases, (ver Anexo B). Los valores de estos parámetros se
muestran en dato análogo y digital en la interfaz diseñada en Intouch.
• Selector,- puede ser accionado en modo manual y automático, realizando
la reposición del circuito, una vez transcurridos 5 seg. desde su
desconexión.
• Pulsadores.- uno para cierre y otro para apertura del interruptor.
• Luces.- una verde para indicación de apertura de interruptor, y una roja
para indicación de cierre del interruptor.
• Interruptor.- para abrir o cerrar e! circuito, mediante un sistema; Melvac
Vacuum Circuit Breakers, con un motor y sistema de gas para apertura y
cierre del circuito de 13.8KV.
Definición de Tagnames y Variables - Panel 4
PANEL 4. ENTRADA TRANSFORMADOR DE 13.8KV
Acces Ñame: Panel 4 Y 5
TAGNAMEClose_bi4
Open_b¡4
Openjb¡4
Controlcircuit_bC4
ControIcircuit_bO4
Conírolcircuit_bL4
I4Rac
I4Yac
I4Bac
W4actíva
W4reativa
TIPO
(I/O Discrete)
(I/O Discreíe)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(i/O Discrete)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
(í/0 real)
ÍTEMB3:0/1
B3:0/2
0:0/0
B3:0/7
B3:0/8
O:0/1
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
DESCRIPCIÓNInterruptor para cerrar circuito
Interruptor para abrir circuito
Luz visual del estado del interruptor del aperturacierreCierre del circuito de entrada al transformador de13.8Apertura det circuito de entrada al transformadorde 13.8
Luz visual del estado del circuito de 13.18Medidor de Corriente AC de fase R
Medidor de Corriente AC de fase Y
Medidor de Corriente AC de fase B
Medidor de Potencia Activa
Medidor de Potencia ReactivaTabla 3.5. Tagnames de Panel 4- Entrada Transformador 13.8KV
89
3.4.2.8 Panel 5 - Salida Guaranda - Vinchoa 13.8KV
Este panel, así como los siguientes, 6, 7, 8; poseen características similares, por
cuanto son salidas a circuitos de sectores pertenecientes a la ciudad de
Guaranda, y los dispositivos que se encuentran son los mismos. Obviamente unos
registran eventos de acuerdo a la carga que manejan. En este caso, Vinchoa
maneja una carga muy baja, pues sirve a un sector rural del Cantón Guaranda.
Físicamente son iguales, y su descripción se ia realizó en el capitulo anterior
sección 2.4.5.
Así mismo, considerando absolutamente todos lo componentes, su distribución, y
características, se ha diseñado la siguiente pantalla.
Figura.3.16. Panel 5-Salida Guaranda Vinchoa 13.8KV
90
Como se puede observar, es muy similar al panel 4 - Entrada del transformador de
13.8KV, la única diferencia es que en éste panel no se registra potencia reactiva,
pero los componentes son los mismos.
Descripción de Componentes - Panel 5
• Relés.- en total cuatro relés, tres identificados como (50/51) que son relés
de sobrecorriente con unidad de tiempo y unidad instantánea para
protección de fases, uno para cada fase. Un cuarto relé identificado como
(50/51 N), es un relé de sobrecorriente con unidad de tiempo y unidad
instantánea para protección de tierra.
• WHD.- un contador de energía con demanda máxima, es necesario
recalcar que en el analizador de redes CVMK-h, no está disponible la
opción de que dicho dispositivo trabaje como un contador de energía y
calcule la demanda máxima. Para tal función es necesario adquirir una
tarjeta inteligente o módulo de expansión adicional (ver Anexo B), que
existe en el mercado, de la misma marca y que efectúa dicho trabajo. Por lo
pronto dicha opción no se presenta en el Analizador de Redes.
• . W, A.- un medidor de potencia activa (vatímetro) y un amperímetro de
corriente alterna con conmutador, que en el interfaz ha sido reemplazado
por amperímetros individuales para cada una de las fases. Para este
efecto, es importante informar que el Analizador de Redes CVMK-h, realiza
todas las funciones de lectura de parámetros tales como: tensión, corriente,
potencia activa, reactiva, factor de potencia, frecuencia, distorsión armónica
de voltaje para cada una de las fases, (ver Anexo B). Los valores de estos
parámetros se muestran en dato análogo y digital en la interfaz diseñada en
Intouch.
• Selector.- que puede ser accionado en modo manual y automático. Para
modo manual existen pulsadores para el efecto, que permiten hacer la
reposición de cualquier relé, inmediatamente detectada la falla. En modo
automático espera 5 seg, para reponer el circuito.
91
• Pulsadores.- uno para cierre y otro para apertura del interruptor.
• Luces.- una verde para indicación de apertura de interruptor, y una roja
para indicación de cierre del interruptor.
• Interruptor.- para abrir o cerrar el circuito, mediante un sistema; Melvac
Vacuum Circuit Breakers, con un motor y sistema de gas para apertura y
cierre del circuito de 13.8KV.
Definición de Tagnames y Variables - Panel 5
PANEL 5. SALIDA GUARANDA-VINCHOA
Acces Ñame: Panel 4 Y 5
TAGNAMEClose_bÍ5
Open_bí5
OpenJbiS
Controlcircuit_bc5
C o ntro I ci rcu it_bO 5
Controlcircuit_bL5
ISRac
ISYac
ISBac
W5 activa
TIPO(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
([/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
(l/O real)
ÍTEMB3:1/1
B3:1/2
0:0/2
B3:1/7
B3:1/8
0:0/3
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK~h
DESCRIPCIÓNInterruptor para cerrar circuito
Interruptor para abrir circuito
Luz visua! del estado del interruptor de! aperturacierreCierre del circuito de entrada al transformador de13.8Apertura del circuito de entrada al transformadorde 13.8
Luz visual del estado del circuito de 13.18
Medidor de Corriente AC de fase R
Medidor de Corriente AC de fase Y
Medidor de Corriente AC de fase B
Medidor de Potencia Activa
Tabla 3.6. Tagnames de Panel 5- Salida Guaranda-Vinchoa
3.4.2.9 Panel 6 - Salida Guaranda_ Cdla. 1° de Mayo 13.8KV
Este panel posee características similares al anterior, por cuanto son salidas a
circuitos de sectores pertenecientes a la ciudad de Guaranda. Los dispositivos que
se encuentran son los mismos que en los paneles 5, 7, 8; obviamente, unos
registran valores de acuerdo a la carga que manejan. En este caso en particular
se concentra una gran cantidad de carga, y es donde ocurren mas situaciones o
eventos en operación.
92
De la disposición física se observan los mismos elementos que en el panel 5, por
lo tanto no se repetirá el detalle de los mismos. Se debe recalcar que la definición
de variables y algoritmos si son totalmente distintos, y se los trata
independientemente pero con características similares; de está manera la pantalla
que se desarrolló es:
INICIO <« |
1 !lini riri'iiiin i
SALIDA PRIMERO DE MAYO;'
F'i' e.
Función
; Opondl)
Itl
23.36,35203E/ZBÓ
guillada ¡
1
• AMEL1
^ AMU_2
• A4JHJ
• AXCLCT
!
í
í
O! O
S1S1CMA
roí
Figura. 3.17.- Panel 6. Salida Guaranda_Cdia. 1° de Mayo 13.8KV
Definición de Tagnames y Variables - Panel 6
PANEL 6. SALIDA COLA. 1° DE MAYOAcces Ñame: Panel 6 Y 7
TAGNAMEClose_bi6
Open_b¡6
Openjb¡6
Controlcircuit_bc6
Controlcircuit_bO6
ControIcircu¡t_bL6
IGRac
!6Yac
!6Bac
W6 activa
TIPO(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Díscrete)
(I/O Díscrete)
(I/O Discrete)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
ÍTEMB3:0/l
B3:0/2
O:0/0
B3:0/7
B3:0/8
O:0/1
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
DESCRIPCIÓNInterruptor para cerrar circuito
Interruptor para abrir circuito
Luz visual del estado del interruptor del aperturacierreCierre del circuito de entrada al transformador de13.8Apertura del circuito de entrada al transformadorde 13.8
Luz visual del estado del circuito de 13.18
Medidor de Corriente AC de fase R
Medidor de Corriente AC de fase Y
Medidor de Corriente AC de fase B
Medidor de Potencia ActivaTabla 3.7. Tagnames de Panel 6- Salida Cdla. Primero de Mayo
3.4.2.10 Panel 7 - Salida Guaranda _Cdla. La Playa 13.8KV
Constituye la Salida a la Ciudadela La Playa, maneja una carga elevada,
sobretodo en horas pico. Los dispositivos que se encuentran son los mismos a los
paneles 5, 6, 8. En este caso en particular se concentra una gran cantidad de
carga, y es donde ocurren mas situaciones o eventos en operación.
De la disposición física se observan los mismos elementos que en el panel 5; por
lo tanto, no se repetirá el detalle de los mismos. Se debe recalcar que la definición
de variables y algoritmos si son totalmente distintos, y se los trata
independientemente pero con características similares; de está manera la pantalla
que se desarrolló para e! panel 7 es:
r-
\O <« í ]
r 1
. SALIDA COLA. LA PLAYA
. ."-
&S&3G33U4
minanFunción | Ingeniería
0 PAHEL1£ PAHEL2
• PAMEL3
'
Figura. 3.18. Panel 7. Salida Guaranda__Cdla La Playa 13.8KV
94
Descripción de Componentes - Panel 7
Los componentes son los mismos a los del panel 5. Favor referirse a páginas
anteriores, para su detalle,
Definición de Tagnames y Variables - Panel 7
PANEL 7. SALIDA COLA. LA PLAYA
Acces Ñame: Panel 6 Y 7
TAGNAMEClose_bi7
Open_bi7
Openjbí7
Conírolc¡rcuit_bc7
Controlcircuit__bo7
Controlcircuit_bL7
!7Rac
17Yac
17Bac
W7 activa
TIPO(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discreíe)
(I/O Discrete)
(I/O real)
(1/0 real)
(1/0 real)
(1/0 real)
ÍTEMB3:1/1
B3:1/2
O:0/2
B3:1/7
B3:1/8
O:0/3
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
DESCRIPCIÓNInterruptor para cerrar circuito
Interruptor para abrir circuito
Luz visual del estado del interruptor del aperturacierreCierre del circuito de entrada al transformador de13.8Apertura del circuito de entrada al transformadorde 13.8
Luz visual del estado del circuito de 13.18
Medidor de Corriente AC de fase R
Medidor de Corriente AC de fase Y
Medidor de Corriente AC de fase B
Medidor de Potencia Activa
Tabla 3.8. Tagnames de Panel 7- Salida Cdla. La Playa
3.4.2.11 Panel 8 - Salida Guaranda Chimbo 13.8KV
La disposición física del presente panel cuenta con los mismos elementos que en
el panel 5, por lo tanto no se repetirá el detalle de los mismos. Se debe recalcar
que la definición de variables y algoritmos si son totalmente distintos, y se los trata
independientemente pero con características similares; de está manera la pantalla
desarrollada para el panel 8 es;
95
INICIO <« |CHIMBO
!<: t toJ§fato
23?O-«
20flÍf2GC(¡% PAHEL1
9 PAHEU
„ , i Fwndftn [ Ingenleila j
Operaría I
te
2
JHTERKWIOR^ASRJR _ _ CSBtAR
encuno
Figura. 3.19. Panel 8. Salida Guaranda_Chimbo 13.8KV
Definición de Tagnames y Variables - Panel 8
PANEL 8. SALIDA CHIMBO
Acces Ñame: Panel 8
TAGNAMEClose_bi8
Open_bi8
OpenJbiS
Contro!circu¡t_bc8
Controicircuit__bo8
ControIcircu¡t_bL8
!8Rac
ISYac
ISBac
WSactiva
TIPO(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(Í/O Díscreíe)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
ÍTEMB3:0/1
B3:0/2
O:0/0
B3:0/7
B3:0/8
O:0/1
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
DESCRIPCIÓNInterruptor para cerrar circuito
Interruptor para abrir circuito
Luz visual del estado del interruptor del aperturacierreCierre del circuito de entrada al transformador de13.8Apertura del circuito de entrada al transformadorde 13.8
Luz visual del estado del circuito de 13.18
Medidor de Corriente AC de fase R
Medidor de Corriente AC de fase Y
Medidor de Corriente AC de fase B
Medidor de Potencia Activa
Tabla 3.9. Tagnames de Panel 8- Salida Chimbo
96
3.4.2.12 Panel Intemperie Gis 69Kv - 13.8Kv
Transformador GIS 69KV-13.8KV para subestación Guaranda, este panel se
encuentra fuera de la Sala de Control, lo que puede ocasionar problemas al
operador en situaciones adversas de clima por su ubicación geográfica. Esta
pantalla representa una necesidad que los técnicos de la EMELBO presentaron
para la condensar toda la información en un solo sitio, como es el caso de este
HMI. Resolviendo el problema, se han agrupado dichos paneles a la Sala de
Control presente en nuestro diseño.
Los elementos constitutivos se detallaron en el capitulo anterior sección 2.4.9.
La pantalla que describe dicho panel y permite realizar el monitoreo y control para
este panel es;
. „ - ~ - . - .
INICIO «< |
,GIS Í69KVJ133KV)
£*<£**'f
f Función
t ' Ofiuratíu
' ¿SoIngeniería j
I
• PAHEU
^ PAHCU
• PAMELA
0 PAWW
• HAMILS
<
80 120 23
.,\uitl46
69
BO
46
r nnurL LJUJÍ L
• GIS
9 EWT- "K*0 s-coai*
ABfUR . CHIJWR
SECCIOHAÜOItaStf
ABWR " ¿affiAR
\N ARMÓNICA:
frecuencia:
Figura.3.20 Panel Intemperie. Transformador GIS 69KV/13.8KV
97
Descripción de Componentes - GIS 69KV/13.8KV
Los componentes de este panel corresponden a la vista frontal del panel de
control para GIS de G9KV (Circuito del Transformador) y son:
• Voltímetro.- actualmente, existe un Voltímetro de AC con conmutador
aa feB iratan^g^
para cada lectura de voltaje entre fases, mostrando su valor análogo y
digital a la vez en KV.
• Pulsadores.- en total cuatro tamaño 1Gx50mm ,que son:
Pulsador para cierre del interruptor (52H) Cerrar.
Pulsador para apertura del interruptor (52H) Abrir.
Pulsador para cierre de! seccionador (89H) Cerrar.
Pulsador para apertura del seccionador (89H) Abrir.
• Luces.- también cuatro para operar a 24V, 18mA, tipo LA-R/Y; y son:
Lámpara verde para indicación de apertura de interruptor/seccionador.
Lámpara roja para indicación de cierre de interruptor/seccionador.
Definición de Tagnames y Variables - GIS 69KV/13.8KV
PANEL 3 Intemperie. GIS 69KV-13.8KV.
Acces Ñame: GISF1TAGNAME
CloseJS
Open_i3
OpenJiS
Close_sec23
Open_sec23
Openjsec23
V3 RYac
V3 YBac
V3 BRac
TIPO(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Diséñete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(l/O Discrete)
(l/O real)
(I/O real)
(l/O real)
ÍTEM83:0/1
B3:0/2
O: O/O
B3:0/7
B3:0/8
O:0/1
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
DESCRIPCIÓN
Botón de cierre del interruptor 52H del panel 3-OUT
Botón de apertura del interruptor 52H del panel 3-OUT
Luz visual del estado del interruptor 52H del panel 3-OU"
Botón de cierre del seccionador 89H del panel 3-OUT
Botón de apertura del seccionador 89H del panel 3-OUT
Luz visual del estado del seccionador 89H del panel 3OUT
Medidor de Voltaje Alterno RY
Medidor de Voltaje Alterno YB
Medidor de Voltaje Alterno BR
Tabla 3.10. Tagnames de Panel_3 Intemperie- GIS 69KV/13.8KV
98
3.4.2.13 Panel Intemperie. Entrada 69Kv Riobamba-Guaranda
Este panel es aquel en el que se observa detalladamente el consumo total de la
provincia de Bolívar, el cual está conectado a la línea proveniente de Riobamba y
consecuentemente al Sistema Nacional Interconectado. Es más complejo y
realiza un registro de potencia activa y reactiva, así como también la lectura de
corriente de línea para cada fase.
Para el monitoreo y control del panel se diseño la siguiente pantalla:
INICIO
ENTRADA 69 KV. RIOBAMBA-GUARANDA
2MH/2ED0
Función j Ingeniería [.
Ofisraitu ! ¡
O PAIIEL1Q
O PAHHUQ PAHEL4
O PAKfUS
OÜ PAH0.7
Q PAIia.»
O GIS
O¡|EW. OÍ»
O S.COQIA
O
SSXiatlABOHíKÍM) ,
ftBFJH. casuw.
O)'
Din) O
Figura. 3.21. Panel Intemperie. Entrada 69KV Riobamba-Guaranda
Descripción de Componentes — Entrada 69KV R¡obamba_Guaranda
W, Var, A.- un medidor de potencia activa (vatímetro), un medidor de
potencia reactiva (varímetro), y un amperímetro de corriente alterna con
conmutador, que en el interfaz ha sido reemplazado por amperímetros
individuales para cada una de las fases, cuyo dato es obtenido por el
Analizador de Redes CVMK-h.
99
• Pulsadores.- en total seis tamaño 16x50mm, que son:
Pulsador para cierre del seccionador (8912-1) Cerrar,
Pulsador para apertura del seccionador (8912-1) Abrir.
Pulsador para cierre del interruptor (52I2) Cerrar.
Pulsador para apertura del interruptor (52I2) Abrir.
Pulsador para cierre del seccionador (89I2-2) Cerrar.
Pulsador para apertura del seccionador (89I2-2) Abrir.
• Luces.- también seis para operar a 24V, 18mA, tipo LA-R/Y; y son:
Lámpara verde para indicación de apertura de interruptor/seccionador.
Lámpara roja para indicación de cierre de interruptor/seccionador.
Definición de Tagnames y Variables - Entrada 69KV Riobamba_Guaranda
PANEL 4 Intemperie. ENTRADA 69KV. RIOBAMBA-GUARANDA
Acces Ñame: GISF1
TAGNAMEClose_sec14
Open_sec14
Openjsec14
Closej4
Open_¡4
Open_Ií4
Close_sec24
Open_sec24
Open_lsec24
!4_Rac
!4__Yac
!4_Bac
W4_activa
W4_reativa
TIPO(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discreíe)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discreíe)
(i/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
ÍTEMB3:l/0
B3:1/1
0:0/2
B3:1/4
B3:1/5
O:0/3
B3:1/8
B3:1/9
O:0/4
CVMK-h
CVMK-h
CVMK~h
CVMK-h
CVMK-h
DESCRIPCIÓNBotón de cierre del seccionador 8912-1 del panel 4-OUT
Botón de apertura del seccionador 8912-1 del panel 4OUTLuz visual del estado del seccionador 8912-1 del panel 4OUTBotón de cierre del interruptor 5212 del panel 4-OUT
Botón de apertura del interruptor 5212 del panel 4-OUT
Luz visual del estado del interruptor 5212 del panel 4OUTBotón de cierre del seccionador 89(2-2 del panel 4-OUT
Botón de apertura del seccionador 8912-2 del panel 4OUTLuz visual del estado del seccionador 89I2-2 del panel 4OUT
Medidor de Corriente AC de fase R
Medidor de Corriente AC de fase Y
Medidor de Corriente AC de fase B
Medidor de Potencia Activa
Medidor de Potencia Reactiva
Tabla 3.11. Tagnames de Panel_4 Intemperie - Entrada Riobamba-Guaranda
100
3.4.2.14 Panel Interperie. Salida Guanujo - 69Kv
En este panel se observa el consumo total de la Subestación Guanujo- provincia
de Bolívar, el cual está conectado a la Subestación Guaranda que distribuye
energía a esta subestación también a nivel de 69KV. A igual que el panel anterior,
se registran los mismos parámetros y contiene los mismos elementos o
componentes. A dicho panel le corresponde la siguiente pantalla.
| iHtaa«<
[
\SALIDA GUANUJO (63 KV>
'
E7JEWEOf
2348132ÜÍGK2!»
Función | Ingeniería |
0 putaña | |
Ü PAUEL1Q PAHEL2
O PAHEL3O PAHEL*
O PANCLS
¡
O PAHCLÍ
Q
Figura 3.22. Panel Intemperie. Salida Guanujo 69KV
Descripción de Componentes Salida Guanujo -69 KV
W, Var, A.- un medidor de potencia activa (vatímetro), un medidor de
potencia reactiva (varímetro), y un amperímetro de corriente alterna con
conmutador, que en el interfaz ha sido reemplazado por amperímetros
individuales para cada una de las fases.
101
• Pulsadores.- en total seis tamaño IGxSOmm, que son:
Pulsador para cierre del seccionador (8913-1) Cerrar.
Pulsador para apertura del seccionador (8913-1) Abrir.
Pulsador para cierre del interruptor (52I3) Cerrar.
Pulsador para apertura del interruptor (52I3) Abrir.
Pulsador para cierre del seccionador (89I3-2) Cerrar.
Pulsador para apertura del seccionador (89I3-2) Abrir.
• Luces.- también seis para operar a 24V, 18mA, tipo LA-R/Y; y son;
Lámpara verde para indicación de apertura de interruptor/seccionador.
Lámpara roja para indicación de cierre de interruptor/seccionador.
Definición de Tagnames y Variables. Salida Guanujo -69 KV
PANEL 5 Intemperie. SALIDA GUANUJO 69KV.
Acces Ñame: GUANUJOF1
TAGNAMEClose_sec15
Open_sec1 5
OpenJsedS
CloseJS
Open_i5
OpenJiS
Close_sec25
Open_sec25
Openjsec25
!5_Rac
IS_Yac
!5_Bac
W5_activa
W5_reativa
TIPO(I/O Discrete)(I/O Discreíe)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
(I/O real)
ÍTEMB3:0/1
B3-.0/2
0:0/0
B3:0/7B3:0/8
0:0/1
B3:1/0B3:1/1
O:0/2
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
DESCRIPCIÓNBotón de cierre del seccionador 8913-1 del panel 5-OUT
Botón de apertura del seccionador 8913-1 del panel 5OUTLuz visual del estado del seccionador 8913-1 del panel 5OUTBotón de cierre dei interruptor 5213 del panel 5-OUT
Botón de apertura del interruptor 5213 de! panel 5-OUT
Luz visual del estado del interruptor 5213 del panel 5OUTBotón de cierre del seccionador 89I3-2 del panel 5-OUTBotón de apertura del seccionador 89I3-2 del panel 5OUTLuz visual del estado de! seccionador 89I3-2 del pane! 5OUTMedidor de Corriente AC de fase R
Medidor de Corriente AC de fase Y
Medidor de Corriente AC de fase B
Medidor de Potencia Activa
Medidor de Potencia Reactiva
Tabla 3.12, Tagnames de Panel_5 Intemperie - Salida Guanujo
102
3.4.2.15 Panel Intemperie. Salida Cochabamba - 69Kv
En este panel se observa el consumo total de la Subestación Cochabamba-69KV~
provincia de Bolívar, el cual está conectado a la Subestación Guaranda que
distribuye energía a esta subestación también a nivel de 69KV. A igual que el
panel anterior se registran ¡os mismos parámetros y contiene los mismos
elementos o componentes. A dicho panel le corresponde la siguiente pantalla.
INICIO <«1
' • ' " ' " * /•
SALIDft COCHABAMBA (69 KV1
" ' — - :~— ' ' •-
i
a~r
Ojieraiío
i 23-PD720J02OI»
Ingeniería
ü PANCL1O PAMEía
O PAita^O PAIU2.4
i
O PANEL»
F¡gura,3.23. Panel Intemperie. Salida Cochabamba 69KV
Descripción de Componentes Salida Cochabamba -69 KV
• W, Var, A.- un medidor de potencia activa (vatímetro), un medidor de
potencia reactiva (varímetro), y un amperímetro de corriente alterna para
cada una de las fases.
103
• Pulsadores.- en total seis tamaño 16x50mm, que son:
Pulsador para cierre del seccionador (8911-1) Cerrar.
Pulsador para apertura del seccionador (8911-1) Abrir,
Pulsador para cierre del interruptor (5211) Cerrar.
Pulsador para apertura del interruptor (5211) Abrir.
Pulsador para cierre del seccionador (8911-2) Cerrar.
Pulsador para apertura del seccionador (8911-2) Abrir.
• Luces.- también seis para operar a 24V, 18mA, tipo LA-R/Y; y son:
Lámpara verde para indicación de apertura de interruptor/seccionador.
Lámpara roja para indicación de cierre de interruptor/seccionador.
Definición de Tagnames y Variables. Salida Cochabamba-69 KV
PANEL 6 Intemperie. SALIDA COCHABAMBA 69KV.
Acces Ñame: GUANUJOF1
TAGNAMEClose_sec16
Open_sec16
Open_!sec16
Close_i6
Open_¡6
OpenJiS
!6_Rac
!6_Yac
!6_Bac
W6_activa
W6_reativa
TIPO(I/O Discrete)(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(I/O Discrete)
(l/O Discrete)
(t/0 real)
(l/O real)
(I/O real)
(l/O real)
(l/O real)
ÍTEMB3:l/4B3:1/5
0:0/3
B3:1/8
B3:1/9
O:0/4
CVMK~h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
CVMK-h
DESCRIPCIÓNBotón de cierre del seccionador 8911-1 del panel 6-OUTBotón de apertura del seccionador 8911-1 del panel 6OUTLuz visual del estado del seccionador 8911-1 del panel 6OUTBotón de cierre del interruptor 5211 del panel 6-OUT
Botón de apertura del interruptor 5211 del panel 6-OUT
Luz visual del estado del interruptor 5211 del panel 6OUT
Medidor de Corriente AC de fase R
Medidor de Corriente AC de fase Y
Medidor de Corriente AC de fase B
Medidor de Potencia Activa
Medidor de Potencia ReactivaTabla 3.13. Tagnames de Panel_6 Intemperie - Salida Cochabamba
3.4.2.16 Menú
Constituye una barra de herramientas de acceso directo que estará presente en
todos los paneles y permitirá trasladarse a cualquier otro panel, función o pantalla
de la subestación Guaranda, independientemente del lugar en el que se
encuentre.
104
PAHEL1
PAMEL2
PANEL3
PAMEL4
PAHELS
PAHEL6
PANEL?
PANEL8
GIS
EHT. 69K\. COCHA
S. GUAHU
ALARMAS!
Figura, 3.24 Menú- Barra de Acceso disponible en todas las pantallas
Permite tener a la mano la opción de accesibilidad inmediata desde y hacia todos
los sitios, además incluye accesos al estado de alarmas, impresión, ayuda, notas]
y aplicaciones adicionales incluidas en la aplicación.
105
Dicha opción es indispensable cuando se desarrollan este tipo de Interfaces por
cuanto facilita totalmente la operación y manejo de un proceso, especialmente
donde se efectúa monitoreo y control de variables de distinto tipo y clase, cuyo
registro se debe efectuar eficientemente y en el menor tiempo.
Otra ventaja es que esta opción permite al operador reaccionar en forma eficaz y
rápida ante posibles fallas o situaciones de alarmas involucradas en la operación
del sistema.
Descripción de componentes.
• Acceso Directo a Paneles.- Iconos de acceso directo a todas las pantallas
del sistema.
• Alarmas.- En todo proceso es necesario mostrar un reporte de las alarmas
implementadas, las cuales se generan cuando una variable desborda o sale
de un estado normal de operación y pasa a un estado o nivel de riesgo para
la correcta operación en este caso de la subestación.
Las alarmas son del tipo visibles y audibles con el objeto de que sean
fácilmente identificables y se puedan tomar las medidas correctivas y
acciones oportunas. Las alarmas se muestran en el Panel 2. Favor ver
(3.4.2.5)
En la pantalla diseñada se presenta el estado de alarmas y su registro en
un archivo; que permite el análisis histórico de lo grabado y, de acuerdo a
los requerimientos de la subestación, se producirán cambios en los valores
que darán lugar a un estado de alarma.
En la pantalla aparecen los datos mas importantes, tales como la fecha,
hora, tipo, prioridad, nombre de la variable, grupo al que pertenece, valor de
la variable y el límite fijado.
Es posible desplazarse por el panel de alarmas hacia arriba o debajo de la
página, puesto que se registran una a continuación de otra, de acuerdo al
106
orden de aparición y registro. La impresión del reporte de alarmas se
efectuará automáticamente cada 30 minutos. Si el operador desea tener un
reporte inmediato, debe ir a la barra de menú de Window viewer,
seleccionar, "Special" y posteriormente "Restart Aiarm log".
-
INICIO <«
' •
AAPage "Up
Pagé ,Down ,
' X*:,
- 1
i
!
,
, . REGISTRO DE ALARMAS "" * ' 'CENTRO DECONTROLSUBESTAC1ONGUARANDA- '' • '.
'' . •' ' \;;: . , : • . ' • ' • ' • . -. :
l!II/r-I> HJf:I!l¡:£S EVT TV pe Opérate- r Peí N-aroa GroupH-arRSKH/DD HB;HX:SS EVT Type Operacor Pri Heme GroupNameHH/DD HH:HH:SS EVT Type Operacoe Pri Ñame GroupHam-HK/DD HH:BK:S3 EVT Type Operacoc Prl Ñame GcoupNaraeMH/DD JIH:HH;SS EVT Type Operacor Pri Ñame CrDUpNaiocHíl/DD KH:HH:3S EVT Type Operator Peí Ñame GcoupKameMH/DD HH:HJ!:SS ZVT Type Operacot: Piri Ñame GEOUpNomeEH/DD HR:HH:SS EVT Type Operador Pri Ñame GcoupKameMH/DD HH:HM:S3 EVT Type Operacoc Pri Ñame GraupNameHH/DD HH:ItIl:33 EVT Type Opecacoc Pci Ñame GrroupNameHH/DD HH:HH:SS EVT Type Operacor Pri Ñame GroupNsmeHH/DD HH:HH:SS EVT Type Operacoc Pci Ñame GroupNameKM/DD HH:H1!:SS EVT Type Operacor Pri Ñame GroupNaroeHH/DD HH:HH:3S EVT Type Opecator Pci Ñame GroupKameHH/DD HH:llH:SS EVT Type Operacor Pri Ñame GroupNameHH/DD HH;HH;33 ZVT Type Opecanoc Pri Ñame OrDUpNaroeHH/DD HH:MIiSS EVT Type Operacor Pri Ñame GcoupKameRH/DD HH:HH:SS EVT Type Operacor Pri Ñame GroupNaroeHH/DD HH:HH:SS EVT Type Operacor Pri Ñame GroupName
-V- ^,^-^^,-v , „„* W-— ^ f^.^^,^^ „ ff^m
*¡ifif*Q ÍmW?tí" jT~ lOOfflZ
Ftincfón | |
• Operario j j-
Nivel dC'Acceso; 0000
Value/Liniit H9iValué/ LíaleValue/LimieValué/ LimicValué/ LiroicVolue/LlmlcValué/ LimicValué/ LiwicValue/LimicValue/LifflicValue/LimicValue/LlfflicValue/LimicValué/LíaleValue/LimicValue/LimicValué/ LimiCValue/LiwicValue/Limic
Figura.3.25 Estado de Alarmas Subestación Guaranda
Imprimir.- Es necesario llevar todos los registros de actividades generales
y particulares. Y en ocasiones es oportuno imprimir eventos, o situaciones
que se pueden almacenar en archivos de texto u hojas de cálculo, o
simplemente gráficas, para resolver adecuadamente situaciones
administrativas, operativas o estadísticas.
Dicha opción está habilitada para este ¡nterfaz, y se ha creado una pantalla
que muestra o genera reportes de impresión, de registros históricos,
gráficos de tendencias de datos o variables en tiempo real, registro de
operadores, hoja de actividad diaria, registro de alarmas, etc.....
SELECCIONE I_A PANTALLA
PULSE OK PARA IMPRIMIR
' REr^STRr^EjVEMTOS >,
J^,_^_ - , .„. AL
Figura. 3.26 Generación de reportes Impresos
107
Notas.- Icono de acceso que llama a WordPad, con la finalidad de que el
operador registre cuando estime conveniente algún evento o situación que
no esté enmarcada en el proceso que efectúa la Interfaz, actúa únicamente
como plantilla para anotar información.
Ayuda.- Icono de acceso directo a un documento en formato PDF (ver
anexo A), llamado "Manual de Usuario", en donde se detalla los pasos a
seguir, para reinialización del equipo y del software, tanto de Intouch, como
del PLC, consideraciones a cerca de requerimientos de hardware y
software, configuración para comunicaciones, protocolos y
recomendaciones generales, a fin de resolver pequeños inconvenientes
que pueden presentarse alrededor de la operación del Interfaz."Jff Jrtseitc»' Fwfrwfu \vi{*mar*as TflW» Vertana 7
Manual de UsuarioBonilla Edw(nCárdenas Mauro Marzo 2003
ÍNDICE
Prefacio , 3.
1. Requerimientos Generales..., .„ .. . ..,,....2
1.2. Requerimientos de Hardware y Software „.,._.. . .3
1.2.1. Hardware -PC _...„ _ _ „ .3
Figura 3. 27. Manual de Usuario
108
Sistema.- La comunicación entre dispositivos externos y el interfaz es
primordial. La desconexión de algún equipo o componente puede ocasionar
graves problemas, desde la suspensión de un servicio o ejecución de un
proceso, hasta la paralización total de la planta, en este caso la
Subestación. Estas situaciones suceden por falta de mantenimiento en el
sistema, ingerencia de agentes externos como el clima, roedores, tiempo
de vida útil de los dispositivos, o errores humanos.
Por tai razón, uno de los requerimientos mínimos de segundad, es
mantener un monitoreo constante del sistema de comunicaciones; que
puede ser realizando un barrido completo a intervalos pequeños de tiempo,
de verificación de! estado del sistema. Por lo tanto se presenta un enlace
directo con la Unidad Terminal Remota (RTU) y el Analizador de Redes
(CVMK-h), mediante puertos distintos y con sistemas de transmisión
similares pero independientes el uno del otro, enlazados a la unidad central
PC y al Interfaz diseñado en Intouch. En tal virtud, se diseñó una pantalla
configurada completamente para que se detecte un error de comunicación
con los dispositivos externos y el Interfaz.
Una vez detectada la falla en comunicación se emite una "sena/ de audio",
indicando detalladamente y por "comando de voz", en donde existe la falla
de comunicación; además de una señal luminosa de "advertencia
parpadeante". Dicha opción de estado de advertencia "no permite" que el
usuario u operador continúe trabajando en la Interfaz, mientras no se
reestablezca y reanude la comunicación con el dispositivo incomunicado.
Una vez corregida la falla, el mismo sistema detecta que se ha arreglado el
inconveniente y da paso al Interfaz a continuar con el proceso de monitoreo
y control. Este proceso se efectúa de manera cíclica, y brinda confiabilidad
y seguridad al proceso.
Esta es una de las ventajas y justificación de la aplicación y necesidad de
puesta en marcha de un Interfaz Hombre Máquina, corazón de todo un
sistema SCADA, que poco a poco nos hace notar del alcance que puede
tener en todo proceso, desde el más simple al mas complicado.
109
La pantalla que monitorea el estado del sistema de comunicaciones entre
dispositivos es la siguiente.
üporeesr.
SE HA PERDIDO L¿\NCCNELPLC • . '
• SE HA PERDIDO LA COMUNICACIÓN CON ELÁN¿L£¿COR.DE.REDES CV^Kl'ltF" ' .'-""•
Figura. 3.28. Monitoreo de Estado del Sistema de Comunicaciones.
Cambiar usuario.- Permite un acceso directo a la pantalla de Registro de
Usuarios.
Control.- Esta pantalla es muy útil para el operador, por cuanto siempre
presenta el estado o el tipo de control que se está realizando, sea por panel
o por computador.
110
SEÑOR USUARiOtQENTJFiQaE'QUE TIPO DECOtfTROLSiEtíOO UTILIZADO EN EL SJSTEMA
EN CASO DE CONTROL POR COMPUTADOR VEfí¡FlQU£Sí EL PLC ESTA CONECTADO, ES DECIR EN UHEA
PLCREIflSR* OBS4NEA
F¡gura,3.29 CONTROL especifica el tipo de Control (Para Módulo de Simulación)
Cuando se realiza el control por Computador, el usuario debe tener muy en
cuenta la conexión con el PLC (PLC en línea). El usuario puede anular todo
el proceso efectuando la desconexión del PLC. A fin de proporcionar mayor
seguridad, se ha diseñado la siguiente pantalla la cual aparece a! momento
de desconectar el controlador programable.
"ESTA SEGURO QUE DESEADESCONECTAR EL PLC
LE RECORDAMOS QUE SU DESCONEXIÓNDESACTIVARA TODAS LAS SALIDAS "
Figura.3.30 Pantalla de desconexión del PLC.
3.4.2.17 Cenace
La Empresa Eléctrica de Bolívar EMELBO S.A., es una empresa de Distribución y
de Generación de Energía; del tipo térmico e hidráulico. Por tal razón, el
Organismo de Control constituido por el Centro Nacional de Control de Energía
CENACE, requiere de todas las empresas generadoras, los valores de generación
111
de energía, para poder distribuir y entregar energía, de acuerdo a las
necesidades, a otras empresas eléctricas en el país.
En la actualidad el proceso de envío de información referente a generación se lo
hace de forma no adecuada. El dato de generación de la Central Hidroeléctrica
Chimbo se envía vía radio a la Subestación Guaranda, en donde se tiene dos
generadores térmicos a diesel; dicha información a su vez se comunica
telefónicamente al Cenace, con intervalos de 60 minutos. Se registra en una hoja
de control diario, y se envía a archivo.
Dicho proceso no permite tener una visión totalmente clara de la cantidad de
energía entregada al SNI, ni tampoco permite realizar un seguimiento de la
producción, en épocas de estiaje, o en horas pico.
Tratando de mejorar este proceso y buscando un beneficio para la Empresa, se ha
diseñado una pantalla capaz de receptar dicha información, guardarla en un
archivo de registro y enviarla vía módem al CENACE. Es necesario resaltar que el
programa soporta cualquier protocolo de envío de datos: radio enlace, TCP/IP,
MODEM, celular, etc. Por tal motivo el diseño está abierto, a que el CENACE
implemente el Sistema que está desarrollando actualmente, y encuentre en el
interfaz un sistema totalmente compatible, en protocolo y tipo de datos.
Por el momento se ha diseñado el enlace vía MODEM, mediante un acceso
telefónico a redes, con un icono de acceso directo mediante el cuál el operador se
enlaza con el CENACE y envía la información requerida. Cabe recalcar que el
CENACE será el encargado de receptar la información, y establecer de acuerdo a
su sistema el ambiente o una interfaz propia para recepción/transmisión de datos.
112
i TRANSMISIÓN DEDATOS CENACe*- EMELBO.
Figura.3.31. Interfaz para transmisión de datos ai CENACE
3.4.2.18 Eventos
El Interfaz Hombre-Máquina cuenta con opciones para generar reportes de tipo
histórico, lo que permite analizar las tendencias de ciertas variables a lo largo del
tiempo, y de esta manera poder analizar su comportamiento, si éstas variables
requieren de un estudio profundo y detallado. Generalmente, mediante un análisis
gráfico de tendencias, se pueden comparar las variaciones o cambios del
comportamiento, con respecto a un nivel fijado, o un valor establecido como un set
point, a lo largo de un período de tiempo.
Las variables que se graficarán en el registro de eventos, son el THD de Voltaje y
Corriente, Voltaje y Corriente de cada fase, tanto de la Entrada Riobamba-
Guaranda 69KV, y del Transformador GIS 69Kv/13.8KV. Los valores serán
adquiridos por el Analizador de Redes CVMK-h, independientemente para cada
panel, portal razón se puede graficar el número de eventos de acuerdo al número
de dispositivos empleados, lo que también puede tomarse de la RTU.
113
Figura.3.32 Registro de Eventos
3.4.2.19 Gráfico en Tiempo Real
En estas se registran una a una las principales variables asignadas para su
monitoreo y representación gráfica, en donde se registra su comportamiento en
tiempo real, se puede observar las variaciones, distorsión o cambios en un rango
determinado por el usuario.
INICIO <« SEÑALES ELÉCTRICAS EN TIEMPO REAL
Figura 3.33. Pantalla de registro gráfico de variables en tiempo real
114
3.4.2.20 Pantallas del Nivel de Acceso
Para un mejor desenvolvimiento del operador se ha diseñado advertencias
visuales, las cuales aparecen cuando el usuario intenta realizar una acción que su
nivel de acceso no le permite, o no está autorizado para efectuar dicha opción,
para el caso de usuarios no frecuentes, o personal ajeno a la subestación.
:'
!
ÜOTl
ADVERTENCIA
SU NIVEL DE ACCESO
NO LE PERMITE REALIZAR
ESTA OPERACIÓN
CONTINUAR
Figura. 3.34 Advertencia para usuarios sin nivel de acceso permitido.
Dicha pantalla se presentara tres veces si el usuario insiste en acceder a dicha
opción, en el siguiente intento automáticamente aparece una advertencia de
STOP, que bloquea la operación, pero el HMI continúa operando normalmente.
///////
<i
s**títltlt
ttUtlIttltgitttíUflttitttili
NO INSISTA POR FAVORTIENE QUE REGISTRARSE CON
EL NIVEL DE ACCESO QUECORRESPONDE A LA OPERACIÓN.
iiíitiiinttutftitittififitti
'//
''
'//
/•s*s*Ss*«1N•*S/•
Figura. 3.35 STOP a usuarios no autorizados del sistema.
3.4.2.21 Inicio
El diseño de esta pantalla es para advertir al usuario que el interfaz no funcionará
correctamente si no se han habilitado previamente los 1O Server con los cuales
opera el interfaz, en este caso los correspondientes a la con los dispositivos
CVMK-h, y PLC (RTU).
115
i MWERTEINSCIA 13
1 " PARA QUE EL INTERFAZ HOMBRE MAQUINA (HMI) jI FUNCIONE ADECUADAMENTE SE DEBEN ABRIR ji PREVIAMENTE LOS SIGUIENTES PROGRAMAS" j
5
ALLEN BRADLEY SERIAL 0/O Server-plc) j
iMODtCON MQDBUS $/O Server-cvm® \6 INICIO, especificar paso previo
3.4.2.22 No Automatizada
Información de subestaciones que no forman parte de este interfaz y cuyo proceso
de automatización no se está ejecutando. Es informativa al usuario.
INFORMACIÓN NO DISPONIBLEi Estamos Trabajando !
Figura. 3.37 NO AUTOMATIZADA.
3.4.2.23 Acerca de
Información referente a los Diseñadores de la Interfaz Hombre Máquina, título del
proyecto y director del mismo.
116
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
EMPRESA ELÉCTRICA DE BOLÍVAR S.A,
DISEÑÍ DE UN HMI DE U^ SISTEMA SCADA
PARA AUTOMATIZAR UNA SUBESTACIÓN
bfe ENERGÍA DÉ 69 KV A 13.8 KV
ELABORADO POR:
Aseo" MAURO"
DR. LUIS CORRALES
Figura. 3.38 Información general del HMI.
OTRAS VARIABLES
TAGNAME
Page_up
Page_down
CONTROL_PANEL
CONTROL_PC
PLCJJNEA
opera riojnput
PassworcMnput
ESTADOJ3VMK
ESTADO_PLC
TIPO(MemoryD (serete)(MemoryD ¡serete)
(I/O Discrete)
(l/O Discrete)
(I/O Discrete)
(MemoryMessage)(MemoryMessage)(MemoryDiscrete)
(!/O Discrete)
ÍTEM
$System
$System
B3:0/13
B3:0/12
B3:0/6
string
stringstatus
status
DESCRIPCIÓNPermite desplazar hacia arriba el listado de alarmas
Permite desplazar hacia abajo el listado de alarmas
Habilita el control desde el panel. Para todos lo.panelesHabilita el control desde el computador. Para todolos panelesVerifica y habilita las opciones al PC, s¡ el PLC estáen línea
Permite ingreso y registro del operador.
Permite ingreso de clave para el operador.Realiza un barrido y verifica sí el CVMK-h está enlínea
Realiza un barrido y verifica si el PLC está en línea
Tabla 3.14. Otros tagnames utilizados, comunes a todos los paneles
117
3.5 UNIDAD TERMINAL REMOTA (RTU)
Para el sistema SCADA el uso de un tipo determinado de unidad remota responde
a las necesidades e importancia del proceso a supervisar y/o controlar. En
consecuencia de los elementos constitutivos del sistema se describen a
continuación las unidades remotas: RTUs como elementos de suma importancia
en la supervisión y/o control de las variables de un proceso determinado.
En ei diseño es fundamental determinar el tipo de RTU o dispositivo que se va
utilizar, pues gran parte de ia aplicabilidad de este proyecto depende del tipo de
RTU a utilizar, ésta es también una de nuestras limitantes, para implementar el
presente diseño, por cuanto el costo y la adquisición de un equipo de las
características que se describe es algo que queda a futuro y que será decisión de
la EMELBO, una vez aprobada la etapa de monitoreo y adquisición aquí
planteada.
En el desarrollo de la Interfaz Hombre Máquina de la subestación de distribución
eléctrica junto con la necesidad de la empresa eléctrica por elevar la calidad de
servicio se decidió incorporar la Unidad Terminal Remota, Este equipo tiene como
objetivo adquirir las medidas de las variable eléctricas en terreno (subestación) y
transmitirlos hacia los Centros de Control (HMI) mediante protocolos de
comunicaciones. Asimismo, estos equipos reciben desde los centros de control
(HMI) los comandos de actuación sobre los equipos de la red.
3.6 UNIDAD TERMINAL REMOTA PARA EL HMI PROPUESTO
Una vez definidos el número de tagnames, el tipo de variables digitales y análogas
a emplearse para el monitoreo y control de la subestación Guaranda a través del
Interfaz Hombre-Máquina propuesto, se debe determinar la RTU a emplearse, su
descripción, estructura de hardware, software, y normativa utilizada.
Por el momento, la Empresa Eléctrica de Bolívar, no está en condiciones de
adquirir una RTU. Una de sus prioridades es contar con un diseño previo, para
11S
realizar una primera aplicación y luego evaluarla. Tomando en consideración esta
premisa, se ha considerado necesario establecer el tipo de RTU que satisface las
condiciones mínimas para la operación de la Interfaz en la Subestación Guaranda;
tal y como se describe a continuación.
REF,
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
3
4
5
6
PANEL
PANEL 1
PANEL 2
PANEL3
PANEL 4
PANEL 5
PAN EL 6
PANEL?
PANEL 8PANEL 3
EXTERNOPANEL 4
EXTERNOPANEL 5
EXTERNOPANEL 6
EXTERNO
TOTAL:
VARIABLES
I/O DISCRETE
14
21
0
6
8
8
8
8
6
9
9
6
103
VARIABLES
I/O ANÁLOGAS
6
6
3
5
4
4
4
4
3
5
5
5
54
VARIABLES
DISCRETAS
NO ASIGNADAS*
0
0
0
4
4
4
4
4
0
0
0
0
20
VARIABLES
ANÁLOGAS
NO ASIGNADAS'
0
0
0
12
2
2
2
0
0
0
0
9
TOTAL
20
27
3
16
18
18
18
18
9
14
14
11
186
' VARIABLES NO ASIGNADAS: aquellas que no se consideraron en la simulación del HM!
Tabla 3.15 Variables Necesarias
3.6.1 DESCRIPCIÓN DE LA RTU.
La Estructura del Hardware y Software debe estar concebida para permitir una
gran flexibilidad de configuración, para que pueda ser empleada en estaciones de
diversos tamaños, desde un gabinete de pared con unas pocas decenas de
señales hasta una RTU de gran porte compuesta por varios gabinetes cada uno
con cientos de señales. La flexibilidad del diseño se basa en módulos
independientes, tanto de hardware y de software que permitan agregar
capacidades en forma sencilla.
La modularidad permite modificar fácilmente la configuración del hardware y del
software hasta mucho después de la puesta en marcha, de manera que la
inversión inicial se protege a la vez que el equipo evoluciona en sus prestaciones.
119
La RTU deberá contener los siguientes módulos de hardware, según el número de
variables que se han identificado.
• Gabinete
• Fuente y distribución de alimentadores.
• Módulo concentrador de estación, CDE o CPU.
• 4 Módulos de 16 entradas digitales.
• 12 Módulos de 8 salidas digitales tipo relé.
• 6 Módulos de medidas directas de 5 corrientes, 2 tensiones, y una tensión
continua de bajo nivel.
• Módulo de sub-rack.
• Módulos de comunicaciones con Centro de Control.
• Módulo de 16 entradas analógicas de bajo nivel.
• Modulo de entrada de corriente alterna con transductor
• Modulo de entrada de tensión alterna con transductor.
• Modulo de entrada de potencia activa y potencia reactiva.
• Modulo combinado de medidas de potencia y energía.
• Módulos adicionales de: salidas digitales OC, comunicaciones con relés de
protección, etc.
Figura. 3.39 Unidad Terminal Remota RTU587
120
3.6.2 MÓDULO CONCENTRADOR DE ESTACIÓN, CDE O CPU
Unidad central de la RTU, está basada en una PC compatible con una tarjeta de
tipo industrial y accesorios, con las siguientes características:
• Tarjeta CPU tipo PC industrial conteniendo,
• CPU de la familia Pentium.
• Supervisión por Watchdog.
• 2 puertos seriales, conexión de de red Ethernet.
• Interface para; teclado, ratón, CRT, HD, FDD
• RTC
• Programa en Flash Eprom
• RAM
• Incremento de puertos seriales adicionales en pasos de 4 y 8.
• Card Cage Industrial.
• Fuente de alimentación con entrada de tensión continua.
• Montaje en subrack de 19" de 3U (133mm) de altura o fondo de tablero.
3.6.3 SUBRACK INTELIGENTE
3.6.3.1 Subrack
Aloja la tarjeta supervisora de subrack TSS y las tarjetas de entrada digital, TED y
salida digital TSR. Con las siguientes especificaciones:
• Subrack de 19" y 6U (266mm) de altura.
• Aloja hasta 16 tarjetas doble eurocard de 220mm x 236mm.
• Bus con 16 conectores DIN
• 16 conectores DIN para las señales de entrada y salida.
Las especificaciones del bus del backplane son:
• Cuatro grupos de señales.
• Bus de direcciones físicas, determina la posición de la tarjeta.
• Bus de direcciones lógicas.
121
• Bus de datos de entrada, datos de las tarjetas de E/S hacia la TSS.
• Bus de datos de salida de datos de la TSS hacia ias tarjetas de E/S.
Las tarjetas de E/S son intercambiables sin necesidad de reconfigurar su
dirección.
3.6.3.2 Tarjeta Supervisora de Subrack, TSS
Su función es actuar inmediatamente entre las tarjetas de entrada y salida del
subrack y el CDE, con las siguientes especificaciones;
• Basada en microprocesador Intel de la familia MCS51, con programa en
ROM.
• Programación en lenguaje C con partes críticas en assembler.
• Se ubica en el primer lugar del subrack.
• Realiza filtrado de segundo nivel de las entradas.
• Se comunica con el CDE por el bus RS485.
• Comanda y supervisa las salidas digitales.
• Barre las tarjetas de entradas digitales una vez por milisegundo.
• Administra la cola de cambios de las entradas digitales.
• Sincroniza tiempos con el CDE.
3.6.4 ENTRADAS DIGITALES
Tarjeta de entradas digitales TED, procesadas por el CDE, con las siguientes
especificaciones, porcada tarjeta:
• Cantidad de entradas digitales:16.
• Aislamiento óptica.
• Independientes entre sí.
• Tensión de la señal configurabie entre 12Vcc a 220Vcc.
• Cada entrada tiene un filtro RC con constante de tiempo apropiada para
detectar cambios con una precisión de 1 ms.
122
• Protección contra inversión de polaridad mediante diodo antiparalelo.
• Señalización por led para cada entrada.
• Cada señal dispone de un borne doble para cables de hasta 4 mm2
• Las borneras se pueden agrupar de 4, 8 ó 16 con un único común.
• Funciones disponibles: entrada simple, doble o de contador.
• La función de contador acumula los valores en contadores de 16 bits y los
envía al HMI a intervalo configurable.
Las entradas de contadores se pueden conectar a salidas de pulsos de
contadores de energía. Las entradas digitales dobles tienen dos estados definidos
0,1 y 1,0 y dos estados indefinidos 1,1 y 0,0.
3.6.5 SALIDAS DIGITALES
Tarjeta de Salidas por Relé, TSR, su función es convertir una señal lógica en el
cierre y apertura de un relé, con las siguientes especificaciones, porcada tarjeta:
• Cantidad de salidas:8
• Cada salida dispone de los contactos C, común y NA, normalmente abierto.
• Aislamiento galvánica intrínseca del relé.
• Señalización por led para cada relé.
• Capacidad de corte 5A a 110 Vcc y vida mecánica de más de 100000
operaciones en CC.
• Diodo de rueda ubre y protección para varistor en cada relé.
• La tarjeta puede ser configurada como de salidas simples y dobles.
• Cada salida dispone de un borne de doble piso y fusible serie.
• Los bornes se ubican en los laterales y el fondo del gabinete, aptos para
cables de hasta 4 mm2
• Todos los comandos se ejecutan con previa selección y supervisión que
impide el accionamiento de dos relés simultáneos.
• Funciones: mando doble (dos relés en grupo) y mando simple.
• Tiempo de activación de los relés configurable entre 0,5 y 10s.
123
3.6.6 ENTRADAS ANALÓGICAS
La RTU deberá poder realizar medidas de las siguientes formas:
• Con transductores integrados.
• Con módulos combinados de medida.
• Con tarjetas de entradas analógicas y transductores comunes.
3.6.6.1 Transductor Integrado, TIN
• Tarjeta única que incluye:
• 5 entradas de medida de corriente alterna.
• 2 entradas de tensión alterna
• 1 entrada de tensión continua de 4 a 20 mA.
• Se conecta al CDE por el bus interno RS485.
3.6.6.2 Módulo combinado de medida de Potencia y Energía
• Módulo combinado que mide: potencia activa, potencia reactiva, energía
activa, energía reactiva, corrientes, tensiones, ángulo de fase, frecuencia
• Se conecta a una puerta serial del CDE
• Modelos de la familia 7300 ION
• Puede emplearse para medir energía de acuerdo a normas IEC 687 y ANSÍ
12.20
• Se conecta al CDE por un enlace serial.
3.6.6.3 Tarjeta de entradas Analógicas.
• 16 entradas analógicas.
• Se conecta al CDE por el bus interno RS485
• Para las entradas de corriente: borneras cortocircuitables, para cable de 4
mm2
124
Para las entradas de tensión: horneras seccionables a pares para cable de
4 mm2
Para señales de bajo nivel, y otros, horneras comunes de 4 mm2
3.6.7 FUENTE Y DISTRIBUCIÓN DE ALIMENTACIONES.
La fuente se basa en un convertidor DC/DC que convierte la tensión continua
disponible en la estación a la tensión continua que requieren los circuitos de la
RTU, con las siguientes características:
• Entrada 48 Vcc, 110Vcc o 220 Vcc.
• Salidas asiladas: +/- 24Vcc y 5Vcc.
• Protección contra sobre tensión a la entrada.
• Protección contra sobrecarga y cortocircuito en las salidas.
• Gabinete para rack de 19" y 2U (88 mm) de altura.
• indicación luminosa de las tensiones de entrada y salida.
La Distribución de alimentaciones sería:
• Interruptor termomagnético a la entrada de la alimentación.
• Tablero de distribución de AC y DC con llaves, señalizaciones y
protecciones.
• Alimentación auxiliar de 220 Vea para el tomacorriente de servicio,
iluminación interior y ventilación forzada.
• Alimentadores auxiliares adicionales.
• Distribución y conexión de tierra.
• Salida de polarización de entradas digitales para contactos secos.
3.6.8 COMUNICACIONES CON EL CENTRO DE CONTROL
Se lo puede realizar por los siguientes medios, tomando en cuenta que los
modems y equipos de comunicaciones pueden instalarse en la RTU, que les
provee soporte y alimentación.
125
• Onda portadora con part-system
• Línea telefónica directa o discada
• Radio punto a punto o punto-multipunto
• Interfaz RS232 ó RS485 para el caso del Centro de Control Local, o
consola configuración.
• MODEM.
PECTU24V9A
CDE, (CPU)
PC índasinal
MsmscaRAMQtsfcÜtxhp
EÜKTIWi
ntod3*n,
RS485
-so
analigcat depe tenia
7ra«snu=inr=s
I,V.W,VAR
lac, Vac
PC no-iaí, 'MKl=y/s NT
GPSCeñir» Control remeto, SCADACentra de Centro! I&CBÍ. GonsctaKel&s de protecciónRTXÍ ^QC^Si'-'ftS
Figura. 3.40.- Esquema de la RTU aplicable al HM! de la Subestación Guaranda,
Con los algoritmos desarrollados para el HMI y, conjuntamente con la
programación del PLC, en el capítulo 4 se procede a ejecutar la etapa de pruebas
y resultados a través de un módulo de simulación. El capítulo siguiente se
encamina a evaluar el comportamiento del sistema diseñado y verificar si se ha
cumplido con el objetivo planteado.
CAPÍTULO 4
MÓDULO DE SIMULACIÓN DEL HMI
126
CAPÍTULO 4
4.1 ANTECEDENTES
En vista de la magnitud y aplicabilidad de éste proyecto, que involucra costos
sumamente elevados y que se justificarían con el desarrollo del Sistema SCADA
completo para la Empresa Eléctrica de Bolívar, Se desarrolló un módulo de
simulación con la finalidad de demostrar que el diseño y desarrollo de la HMI
que aquí se propone es completo y contiene todos los algoritmos, y
programación necesaria para supervisar y controlar las variables involucradas
en la subestación Guaranda.
El módulo de simulación mantiene total concordancia con las especificaciones y
desarrollo realizado en el capítulo anterior. Sin embrago, se realizó ciertos
cambios a fin de suplantar el uso de la RTU por un PLC. En primer lugar, debido
a limitaciones económicas, se empleó un PLC Micrologix 1000 con
instrucciones almacenadas internamente para implementar funciones
específicas tales como lógicas secuenciales, de temporización, de conteo y
aritméticas. Dicho PLC pertenece al Laboratorio de Instrumentación de la EPN, y
tiene limitaciones en el número de E/S, pero se adaptó secuencia! y
ordenadamente la programación, para simular los principales paneles de la
Interfaz.
Los PLCs con interfaces de comunicación conectados a un computador central
pueden representar a una RTU conectada a un sistema de adquisición de datos.
Si las secuencias y el control están establecidas dentro del PLC entonces la
comunicación directa entre la estación maestra y el PLC es posible. Como
consecuencia, los PLC pueden operar como RTUs, particularmente si se
considera que, para propósitos de la simulación, no se requerirá ¡mplementar la
fase de comunicación a gran distancia, que es donde una RTU se destaca.
127
También, se incluye un Analizador Industrial de Redes (CVMK-h), dispositivo
encargado de medir los parámetros presentes en la subestación, digitalizarla y
enviarla mediante un protocolo estándar de comunicación a un computador,
encargado de procesar dicha información.
HMI
MODBUSCOM 2 COM1
RS - 232
LPT1
RS - 232
CONVERSORINTELIGENTE
RS-232 / RS-485
MONITOREO CONTROL
MONiTOREO
MODULO DE SIMULACIÓN DEL HMI
EPN-EMELBOSA.
Láser prirter
ABKF2 PLCALIEN BRADLEY
RS-485
ANALIZADOR DEREDES CVMK-H
ENTRADARIOBAMBA-GUARANDA 69kV
I O O O O O O O O O O Q O O O I
a8O O O O O O O O O Q O O
• ••
ON OFF
8952-I
ON OFF
8952-2
NIERRLFTORESSECCIONADOR
ALIEN BRADLEY
Figura 4.1 Esquema principal de comunicación del módulo de simulación del
HMI
128
4.2.- HARDWARE.
4.2.1.- PLC- MICROLOGIX 1000 (Alien Bradley)
Por facilidad, disponibilidad y limitaciones, se empleó el PLC Micrologix Analog
1761-20AWA-5A, que no satisface a la aplicación, por cuanto el número de
entradas y salidas es mínimo para la interfaz, pero se acondicionó
separadamente cada panel del módulo para simular el proceso.
El PLC contiene en total 20 entradas y salidas discretas, de las cuales 12 son
entradas y 8 salidas; circuitos análogos de 5 canales, 4 entradas y 1 salida de
tipo relé. Los rangos de voltaje y corriente para el PLC son:
a Rango de voltaje de entrada:
a Rango de voltaje de salida:
Vdc
a Rango de entrada de voltaje análogo:
a Rango de corriente de entrada análoga:
a Rango de salida de voltaje análogo:
a Rango de salida de corriente análoga:
79-132Vac
5 - 264 Vac; y 5 -125
-10.5a 10.5 Vdc
-21mAa21mA.
O-10 Vdc
4 -20 mA.
Con una distribución de pines que se muestra a continuación:
(T) Terminales de entrada
Terminales desalida de CC o no usados
(3) Agujero de montaje
(4) Indicadores LED de entrada
(5) Indicadores LED de eslado
Canal de comunicaciónRS-232Indicadores LED de salida
Línea de fuenle de alimentacióneléctricaTornillo de conexión a tierra
Terminales de salida
20! 42
Figura. 4.1 Descripción de pfnes de! Controfador Lógico Programable
129
Para la comunicación PLC - intouch, se utiliza una conexión directa, a partir de
un cable módem serial (Cable 1761-CBL-PM02), desde el puerto serial del
computador hacia el microcontrolador. De las características detalladas a
continuación.
Micro consoladorador óptico
17S1-CBL-PM02 ^s L.
Dispositivo deprogramación
Cable 1761-C6UPM02
fi--o
or H-5
-4-3-2-1
1n rutr
LHH/
JVZ&ZZStññ^ A P r
8 pines fc
9*pInesH"po O
BpiRÍ»
ssT
6
5
4
3
£
i
G&Q
7X0
ftXQ
GHD
ñxo
rxoQMD
1
a5
4
5
8
7
B
Figura 4.2.- Conexión directa PC - PLC y pines de TX-RX de datos.
Este PLC es un autómata muy poderoso a nivel de programación y
comunicación, posee además de ia memoria de trabajo (RAM), de otra memoria
EEPROM o FLASHRAM cuya función es almacenar la última programación en el
dispositivo, además permite utilizar una de sus entradas como entrada rápida y
detectar impulsos desde 100us; o también como contadores rápidos hasta 10
KHz. Entre las características principales tiene:
130
a Memoria de 1K, aproximadamente 737 palabras de instrucción,
o 32 Temporizadores, 16 contadores, registros LIFO/FIFO, programadores
cíclicos.
a Módulo analógico integrado.
D Programación: Esquema de contactos,
a Protección del programa, sin posibilidad de acceso,
a Saltos de programa condicionados,
a Operaciones Aritméticas básicas, raíz cuadrada, exponenciación; y
lógicas.
a Variables numéricas de 16 bits, constantes.
o Información de sistema; bits y palabras sistema.
4.2.2.- ANALIZADOR DE REDES CVMK-h (CIRCUTOR)
El CVMK-h es un analizador de redes eléctricas programable para montaje en
panel o en rail DIN, que mide, calcula y visualiza los principales parámetros
eléctricos en redes industriales trifásicas (equilibradas o desequilibradas). Las
principales ventajas que ofrece son: visualízación de 30 parámetros eléctricos,
precisión 0.5% en lecturas de corriente y tensión, y 1% en lecturas de potencia
con +1-2 dígitos, verdadero valor eficaz, reducido tamaño, fácil instalación, bajo
Coste.
Figura 4.3.- Analizador de Redes CVMk-h
131
4.2.2.1. CARACTERÍSTICAS
a Trifásico 50... GOHz
a Medida tensión 500V c.a.
D Verdadero valor eficaz (RMS)
a Analizador de Redes.
a Display LCD
D Entrada de corriente aisladas ITF
a 2 cuadrantes
a 4 cuadrantes
a Alimentación 230/400 c.a,
p Máxima demanda.
D Medida THD (V,A)
a Comunicaciones con PC.
D Teclado de membrana con 4 teclas, para el control y programación.
n Disponible de 3X3 LED luminosos, para indicar el parámetro visualizado
en display.
a Posibilidad de comunicación RS232-RS485 (protocolo MODBUS ©)
4.2.2.2. MEDIDA
La medida se realiza en verdadero valor eficaz, mediante tres entradas directas
de tensión C.A. y tres entradas de corriente C.A, con transformadores de
corriente ,...,/5A. (entradas aisladas). Los parámetros medidos por el equipo
para cada fase y compuesta son;
a Tensión simple.
a Tensión Compuesta.
a Corriente
a Potencia Activa
D Potencia Reactiva L
a Potencia Reactiva C
o Potencia aparente
a Factor de Potencia
132
a THD de voltaje
a Frecuencia
a Fecha/hora
CONEXIÓN í CONNB
Figura 4,4.- Características y conexión del Analizador de Redes CVMk~h
4.2.2.3. VISUALIZACION Y MEMORIZACIÓN
El CVM permite la visualización de hasta 30 parámetros (43 parámetros,
mediante módulos de expansión); memoriza los valores máximos y mínimos de
los distintos parámetros eléctricos. Pueden visualizarse por display en cualquier
momento (teclas MAX y MIN).
133
También tiene incorporada la función de MAXÍMETRO; se mide la demanda
integrada durante un período determinado. Se puede programar: El parámetro a
controlar (potencia activa kW, potencia aparente kVA, ó corriente trifásica Aili).
El período (de 1 a 60 min). Dicha función de maxímetro es de ventana
deslizante: siempre se muestra el valor integrado del último período desde el
instante de consulta. Mediante tres dispfays numéricos se visualiza: ver Anexo B
D (Display 1) Parámetros fundamentales para las 3 fases,
a (Display 2) 3 parámetros a elegir de los 30 posibles.
a (Display 3) 3 parámetros a elegir de los 30 posibles.
4.2.3.- CONVERSOR INTELIGENTE CJRCUTOR RS232-RS485
El conversor es un dispositivo que permite enlazar al Analizador de Redes con la
PC, permite pasar de una comunicación RS-232 a una configuración RS-485, o
viceversa.
El conversor dispone de los siguientes elementos:
a 2 bomas para alimentar el equipo (A1,A2) 220V +/- 10% c.a.
D Entrada-Salida serie RS-232 (conector DB-9 hembra)
a Entrada-Salida serie RS-485 (conector DB-9 macho).
4.2.3.L CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS
D Equipo compacto acoplable a rail DIN 46277 (EN50022)
a Posibilidad de fijación por tornillo.
a Carátula frontal de lexan.
a Bomas metálicos con tornillos
a Caja modular de material plástico autoexinguible.
D Dimensiones: 105 x 87 x 70 mm.
G Peso: 0,31 Kg.
D Protección módulo empotrado: IP41
o Protección bomas: IP20.
134
Wf I»'*g <•••»"
' S* ^éTlir, 3J-I JJLJJ1; .jT.. s~. "JT," . "5 ...g n
Figura. 4.5. Conversor Inteligente RS232/RS485
4.3. COMUNICACIONES
La comunicación entre el PC - CVMK, se lo efectúa mediante vía RS 232, utiliza
un conversón inteligente RS-232/RS-485, Intouch requiere de I/O Servers,
descritos en el capítulo anterior, y en el Anexo A.
4.3.1.- PROTOCOLOS DE COMÜNICACIÓN
4.3.1.1.- MODBUS
Dicho protocolo es utilizado para el enlace entre Intouch y el Analizador de
Redes CVMK-h, para la adquisición de datos mediante el Conversor Inteligente
RS232-RS485.
Modbus© es la denominación de un protocolo de comunicaciones que de
acuerdo al modelo OS1, trabaja en las capas: física, de enlace, de red y de
aplicación.
El método de acceso de MODBUS es Maestro - Esclavo. Ei maestro realiza las
peticiones sobre los diferentes esclavos. Un esclavo del Bus no puede "hablar" si
no como respuesta a una petición del maestro del Bus.
135
Una petición es una cadena de bytes, según el protocolo MODBUS, que envía a
un equipo (cliente) otro equipo (servidor) para leer o escribir una información.
Una respuesta es una cadena de bytes que se envía en respuesta a una
petición.
En MODBUS, generalmente el maestro actúa siempre como servidor, los
esclavos actúan como clientes.
Esclavo 1 Esclavo 2 Esclavo 3
Conversar
s esnece^ro,
DMODBUSMaestro escrutandolas direcciones 1,2 y3 PETICIÓN/
RESPUESTA
Figura 4.6. Configuración y modo de trabajo protocolo MODBUS©
El cableado entre el PC y los equipos que se comunican en MODBUS depende
del soporte físico que se utilice. Si se trabaja en RS232, puede trabajarse
exclusivamente con los pines RX, TX y GND, lo que es factible únicamente para
comunicaciones Punto a Punto,
Si se trabaja con RS485 entre los equipos conectados a la red MODBUS, y
puesto que el PC dispone de un RS232, debe usarse un conversor RS-232/RS-
485 de conmutación automática DE(Driver Enable); esto permite
comunicaciones multipunto. Para el presente proyecto se utilizó un Conversor
Inteligente sin conmutación ya que la aplicación requiere de una velocidad
9600Baudios, y hay un único dispositivo servidor CVMK-h.
136
4.4. SOFTWARE y PROGRAMACIÓN
4.4.1. SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN RSLogix 500
RsLogix 500 es una familia de productos que incorpora las mas recientes
tecnologías de software, proveyendo una poderosa herramienta de desarrolio
que incrementa la productividad y contabilidad.1
El Software de Programación MicroLogix_ 1000 ( RS Logix 500 - Rockwell
Software) le permite crear, editar, documentar y localizar y corregir fallos de
programas de lógica de escalera. Con este paquete de software y un micro
controlador de 16 ó 32 puntos de E/S, se elimina la necesidad de contactos y
relés cableados.
Combina una poderosa funcionalidad y diagnóstico superior que brindan una
herramienta de productividad de gran desempeño. Provee además de
comunicación fiable con el interfaz diseñada en Intouch. La programación se
puede realizar en modo Online/Offline con un esquema de configuraciones de
Módulos !/O, modificación de banco de datos, referencias cruzadas; sobretodo
soluciona problemas y compilación de programas resultando en reducción del
tiempo de desarrollo de aplicaciones.
Para efectuar la comunicación se necesita un enlace con cable de
comunicaciones adecuado, en caso de hacerlo directamente, o a su vez es
posible usar un módem.
Es importante realizar la configuración del driver de comunicación que enlaza
RSLogixSOO con el PLC, para lo cual se utiliza una herramienta de software
ílamada RSLinx. Este paquete facilita la configuración de diferentes
controladores de un mismo fabricante. RSLinx, se configura una sola vez para el
PLC seleccionado puesto que posee memoria de almacenamiento de
parámetros ingresados; de la siguiente manera:
1 Control y supervisión de Nivel de Líquidos Mediante Intouch, Edgar Giovanny Cuzco. EPN-2001.
137
D Selección del driver adecuado para el PLC. En el caso presente para el
Micrologix 1000, responde a un dispositivo serial RS-232.
a Se debe seleccionar correctamente el puerto de comunicaciones Comm
del PC, la velocidad de comunicación, paridad, bits de parada, modo de
comunicación.
a Posteriormente el PC realiza un barrido por los puertos de
comunicaciones a fin de determinar e identificar a! dispositivo. Si el caso
es favorable y el PC reconoce al dispositivo, entonces se procede a iniciar
la programación.
a Es necesario habilitar desde el "10 Configuraron" del RSLogixSOO, el
módulo análogo dentro del PLC, así como el tipo de filtro de entrada a
utilizarse para atenuar señales de ruido que se presenten.
a RSLogixSOO requiere la asignación de un nombre a la aplicación, es decir
el Tópico, que posteriormente será requerido por Intouch para la
comunicación con el HMl, denominado ABKF2, correspondiente a la
descripción del PLC Micrologix 1000.
a Una vez terminada la configuración se puede desarrollar el programa que
será descargado en la memoria del PLC.
4.4.2. SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN Intouch 7.0
En el capítulo 3 se muestra una descripción pormenorizada referente a la
programación en Intouch; además, en el Anexo A, del Manual de Usuario, se
describe pasa a paso, la configuración, soportes de comunicación, drivers (I/O
servers), y puesta en marcha del programa.
4.4.3. TRATAMIENTO DE VARIABLES
a Variables Discretas.- En la aplicación el 80% de variables presentes en
la subestación son del tipo discreto; es decir, mediante relés se efectúan
acciones de control tanto de apertura/cierre de interruptores,
seccionadores, disyuntores, pulsadores, switches, indicadores de
alarmas, luces de visualización, etc. tal y como, se puede observar en los
138
diagramas Ladder de programación para los paneles presentes en la
subestación.
Dichas operaciones no necesitan de elementos transductores o
acondicionadores para el efecto, por cuanto el PLC empleado tiene E/S
del tipo relé suficientes para la simulación,
a Variables Análogas..- están presentes únicamente en el panel 1 de
simulación, y en todos los instrumentos de medida. La ventaja de contar
con un Analizador de Redes que acondiciona las señales de los
medidores, permite que se concentre el trabajo en el panel 1.
El PLC Micrologix 1000 asigna una palabra de 16 bits para cada variable
analógica, el bit 15 sirve para el signo y el bit O como el menos significativo.
Las entradas análogas utilizadas en el modo de simulación son únicamente
de voltaje que responden a un voltaje de entrada de 0-1OV; siendo la variable
de entrada de 0-100.
Por lo tanto se debe escalar la variable de entrada, para lo que se utilizó la
función SCL (escalamiento) que viene incorporada en las opciones de
programación para lo cual se debe ingresar los rangos del valor de entrada,
resolución, y offset (compensación).
Por ejemplo, en el panel 1, se debe ingresar el valor del punto flotante del
cargador de baterías, cuyo rango varía de O a 100. Para el efecto se debe
calcular:
Pendiente (m).- Es la relación (escala máxima menos la mínima de la
variable punto flotante) y (entrada máxima menos entrada mínima del valor
obtenido en el conversor A/D), que para este caso es:
100-0 100 nnn,110/?? = = = 0.00311232100-0 32100
139
offset- compensación.- es ia relación: escala mínima del punto flotante
menos el producto de entrada mínima en V, por la pendiente.
2100
valor escalado.- corresponde al valor de la variable registrada en el
converso multiplicada por el valor de la pendiente y este resultado sumado el
offset.
Para 24000: 24000* l ° + O = 74.7632100
Es decir que para una palabra de 24000, corresponde un valor de punto
flotante igual a 74,76 que es la variable real presente. Como los valores
ingresados al PLC mediante el conversor A/D varía de O a 32100, se ha
requerido su tratamiento para transformarlos a un rango de O a 100.
a Variables Eléctricas.
En la Subestación Guaranda, todos los parámetros de voltaje, corriente,
frecuencia son adquiridos desde la barra de IS.SkV, por medio de los
transformadores de corriente y de potencial, al Analizador de Redes CVMk-h.
4.4.4 PROGRAMACIÓN DESARROLLADA
Para el efecto, la programación está completamente desarrollada tanto en
Intouch, como en RsLogixSOO, el sistema contiene todos los algoritmos
necesarios para responder a! monitoreo, y control de la Subestación Guaranda.
El control se lo puede efectuar por panel o por computador independientemente,
pero no ambos a la vez, con la finalidad de satisfacer normas y criterios de
programación descritos en el Capítulo 3.
140
Para demostrar que el sistema cuenta con todos los algoritmos requeridos, se
desarrolló un módulo de simulación para los paneles internos y externos de la
S/E Guaranda, que responde a una programación específica. Por cuanto el
número de Entradas/Salidas son numerosas, fue necesario dividir la
programación de la siguiente manera.
Paneles internos
a Panel 1- Baterías y Cargador. Programa en PLC- PANEL1
a Panel 2.-Transf. Servicios Auxiliares. Programa en PLC- PANEL 1
a Panel 3.- Transf. Para Barras Programa en PLC- PANEL 3
D Panel 4.- Entrada Transformador 13.8KV
Panel 5.- Salida Guaranda-Vincho Programa en PLC- PANEL 4 y 5
a Panel 6.- Salida Cdla. 1° de Mayo
Panel 7.- Salida Cdla. La Playa. Programa en PLC- PANEL 6 y 7
a Panel 8.- Salida Chimbo Programa en PLC- PANEL 8
Paneles Externos.
a Entrada Riobamba-Guaranda 69KV
Transformador GIS 69KV/13.8KV Programa en PLC- GISF
a Salida Guanujo 69KV
Salida Cochabamba 69 KV Programa en PLC- GUANUJOF
La definición de Tagnames y Scripts, referentes a Intouch se describen en el
capítulo 3. A continuación se presenta la programación en ladder en RSLogíxSOO
para el módulo de simulación del Interfaz Hombre-Maquina para ei PLC
MicrologixIOOO.
141
0000
0001
0002
0003
0004
0005
Programación Para panel 1 y panel 2 internos sala de Control GuarandaControl PC Aux control pe
l:0 B3:0ir / ***J L
01 761 -Micro-Discrete
Control Panel
i" rJ Li
1 761 -Micro-Discrete
enciende luzflotante
B3:0i rJ L2
luz flotanteB3:2
9
simula corriente de ce
^ />12
Aux control panelB3:0S N*x S13
Enciende LUZ pto.Flotante
0;o
51761 -Micro-Discrete
Aux control pe PLC UNEB3:0 B3:0ir ~> rJ L12
J L6
si corriente de esni
Aux control pe alB3:0i rJ L12
Aux control pe PB3:0i rJ L12
ayor a 45A, suenaarma
HPTOK 1/"•raptar TViíin /A-*D\r i nan \f\'fa)Source A N7:9
150<Source B 45
45<
_C LINEB3:0i rJ L6
si corriente de esmayor a 45A, suenaalarma
o.-.]oL-L
CJi-oldouaieSource 1:0,5
Rate[/10000J 5353<
Offset 00<
Dest N7l9150<
para alarmaB3:1s ^k s2
BATERÍA Aux1 BateriaB3:0 B3;1ir f ^J L k 4 10
CARGA Aux1 cargaB3:0 B3:1
5 11
142
0006
0007
0008
0009
0010
0011
Aux control pe PLC LINE ENTRADA CA1 Aux1 entrada CA1B3:0 83:0 B3:0 B3:1ir ir ~ " r ' J L J L12 6
Sal
simula PUNTO FLOTANTEAux control panel
B3:0~l rJ L13
Aux control pe PLC LINEB3:0 B3:0ir ~* rJ L12
Aux control panelB3:0i rJ L13
Aux control pe PLCB3:0 Bir i
J L6
Source A N7:80<
Source B 5050<
JJNE
12 6 SourceA N7:80-
Source B 5050«
COMPARA DATO Y ENVÍA SALIDA ANÁLOGA O:0.4, SIEMPRE YAux control panel AUX SALIDA FLOTANTE
83:0 B3:2ir ~" rJ L13
Aux control peB3:0i rJ L12
INDICA VALOR DISCRETOAux control panel
B3:0i rJ L13
Aux control peB3:01 fJ L12
J L8
PLC LINE aux PASO FLOTANTEB3:0 B3:2ir ir
J L ^ y8 13
Aux1_sal¡da'da Emergencia emergencia
B3:0 B3:iir f >J L k
Q 14
o i
Source 1:0.4
Rate[/10000] 8989<
Offset 00<
Dest N7:80<
enciende luzflotante
B3:0
2
luz flotante
f >k J9
CUANDO NO EXISTAN MAS DATOS
Source N7:8Q<
Desí O:0.40<
J L J L6 10
DE VOLTAJE EN LA SALIDA ANÁLOGA
PLC LINEB3:0
6
Source O:0.40<
Rate[/10000] 8989<
Offset 00<
Desí N7:70<
143
0012
Aux_conírol panelB3:03 E13
-GEQ-GrtrThanorEql(A>=B)Source A N7:8
0<Source 8 30
30<
AUX_SALIDA FLOTANTEB3:2
0013
Aux_conírol peB3;03 E
PLC_LINEB3:0
12
-GEQ-GrtrThanorEql(A>=B)Source A N7:8
0<Source B 30
30<
~T\!
PUNTO FLOTANTE
1761-Micro-Discreíe
B3:2
Aux_control panelB3:03 E13
-GEQ-Grtr Trian orEql(A>=B)Source A N7:8
0<Source B 30
30<
PUNTO FLOTANTE1:0
-3E-7
1761 -Micro-Discrete
memoriaB3;2 B3:2
-3 E -**»-11 12
-y
\i
\r
v
v
w
V
V
V
V
V
V
0014
Aux_contro! peB3:03 E
PLC_UNEB3:0
12
Aux_control panelB3:03 E
-LESLess Than (A<B)Source A N7:8
0<Source B 29
29<
13
-LESLess Than (A<B)Source A N7:8
0<Source B 29
29<
0015
aux_PASO FLOTANTEB3;2o10
144
0016
0017
0018
0019
simula corriente de cesi corriente de esmayor a 45A, suena
Aux_conírol panelB3"01 fJ L13
si corriente de esmayor a 45A, suena
Aux_control panel alarma
i 'r ^,_ t _T-U / A ^ „,J £ orGater I han (A>B;
13 Source A N7:<15C
Source B 4Í4E
Aux control panelB3:0i rJ L13
alarma(—,-•1
ScaleSource 1:0.5
Rate [/10000] 5353<
Offset 00<
Dest N7:9150<
ENCIENDE ALARMA
3:<
BATERÍA1:01 rJ L
2
CUANDO VALORl>45A
B3.0^s. jS
1
Aux2 bateríaB3:2
< x^0
1761-Micro-Discrete
CARGA1:01 fJ L3
Aux2 cargaB3:2f ^,k ;1
1761-MÍcro-Discrete
Aux control panelB3:0i r•J L13
ENTRADA CA11:01 fJ L
5
Aux2 entrada cal83:2
31 761 -Mícro-Discreíe
Aux2 salidaSALIDA DE EMERGENCIA emergencia
I'Oi' rJ L
6
B3:2C \
41 761 -Micro- Discrete
145
para alarmaB3:l
0020
para alarmaB3:1
para alarmaB3:1
ENCIENDE ALARMACU ANDO VALORI>45A
B3:0
3 E1Aux-Sobrecorriente
B3:0
3 E
Aux2_sobrecorrB3:0
10
FALLA 69kvB3:0
Enciende alarmaB3:1O3
11
0021
0022
Enciende alarmaB3:l3 E3
Aux1_BateriaB3:1
3 E—10
Aux2_bateriaB3:2
—3 E—O
alarma0:0O
31761-Micro-Discrete
BATERÍA0:0o
o1761 -Micro-Discrete
0023
Aux1_cargaB3:13L—11
CARGA0:0o
11761-Micro-Discrete
146
0024
0025
0026
0027
Auxl_entrada CA1B3:13 E13
Aux2_entrada_ca1B3:23 E
ENTRADA_LD1O:0O
41761-Micro-Díscrete
Aux1_salidaemergencia
B3:1—3 E—
14
Aux2_salidaemergencia
B3:2—3
4
okiB3:1
Sal emergencia LD1O:0O
61761-Micro-Discrete
PARA BARRIDO DELPLC, Y DETECCIÓN DEESTADO POR PARTE DEINTOUCH
B3:0
ok6B3:l
ok2B3:1
ok5B3:l
ok3B3:1
-3 ir
ok4B3:l
PANEL 2, SIMULADO 2 ALARMAS Y UN DISYUNTORAux_control pe PLCJJNE CARGA BATERÍAS
83:0 B3:0 B3:23 E 3 E 3 E12 6 6
Aux1_Carga BateríaB3:2o
2
147
0028
0029
0030
0031
0032
0033
Aux control panel carga bateríasB3:0 1:0ir irJ L J L13 10
1 761 -Micro-Discrete
Aux1 Carga BateríaB3:2i rJ L2
Aux2 Carga bateríaB3:2i rJ L7
Aux control pe PLC L1NE sobrecorrientB3:0 B3:0 1:0ir ir irJ L J L J L12 6 8
1761-Mícro-C
Aux-SobrecoB3:0i rJ L0
Aux-SobreconienteB3:0i rJ L0
Aux2 sobrecorrB3:0i r
Aux2 Carga bateríaB3:2
7
CARGA BATOUTO:0
71761-Micro-Discrete
ok6B3:1
9
* 69kv reposiciónB3:23 TT
5¡serete \
riente ^ f
\i
Aux-SobrecorrienteB3iO
0
Enciende Luzsobrecorriente
O:0C ^^ /
21761-Micro-Discrete
J L10
falla alimentaciónAux control pe PLC LINE 69KV reposición Aux- Falla 69kV
~B3:0 B3:0 l:0 B3:2 B3X)-ir ir - i r =" * ^ ^_j [_ " J L J L-12 6 9
176-MYIicro-r.
Aux- Falla 69B3iOi rJ L7
Aux control panel sobrecornente 69kvB3:0 1:0ir i r:i L J L13 8
1761-Micro-Discrete
Aux2 sobrecorrB3:0i rJ L10
••"••y ir"'"™" x s5 7
Mscrete
kV
REPOSICIÓN Aux2_sobrecorrI-O B3:0ir ( ^J L x x
11 101761-Micro-Discrete
148
0034
Aux_control panelB3:03 E
falla alimentación69KV
1:0REPOSICIÓN
131761 -Micro-Discrete
Aux1 J lla 69kvB3:1
E
3 E111761 -Micro-Discrete
Aux1_falla 69kvB3:1O12
12
0035
Aux- Falla 69kV83:03 E7
Aux1_falla 69kvB3:1
E12
0036
149
0000
AuKjcontrol peB3:03 E12
Close_bí4B3:0
-3 E—
Auxl_OpeuJbi4B3:03 E
Open__bi4B3:0
-3-t-
Auxl Open Ibí4~B3:Q
Auxl ManualB3:23 E
o
Auxl^AutomáticoB3:l3 E13
Controlcírcuít bC4B3:0
-3 B-
Auxl automáticoB3:2^ E-
Auxl Controlcircuit_bL4 ~
B3:03 E
V
V
V
V
Control circuit bO4B3:0
Auxl Control circuitbL4
B3:0
OOOJ
Aux_control peB3:03 E
12
PLC_LINEB3:0
—3 E—
Glose bi5B3:l
Open bi5B3?l
Auxl Open lb¡5B3:l
iAuxl Open lbÍ5
~B3:l ~3 E
0002
Aux control peB3:0
automáticoB3:l
Open_b¡4B3:0
Controlcircuit bO4B3:0
t 3 L ' 3 £ ' -KL112 12 2
J- L \
TmierOa'DelayTímerTime BasePresetAccum
I/
T4:00.01500<
0<
0003
0004
Aux_control peB3:03 E
12
Aux__controlpcB3:03 C
12
automáticoB3:l
—^ E—12
Manual.B3:2
-3 E—
Auxl Automático~B3:1
13
Auxl_ManualB3:2
—co
150
0005
0006
0007
0008
Tiempo de espera5seg. Modoautomático
T4:03 EDN
Control PC1:0
3 Eo
1761-Micro-Discrete
Controlpanel
1:0
-3E-i1761-Micro-Discrete
Aux_control panelB3:03 E13
Auxl automático~B3:2O
Aux_control peB3:0
1.2
Aux control panelB3:0
13
Glose bi41:0
-3 E-
Openb¡4
1761-Mícro-Discretei
Aux2_Open_lbi4B3:03 E
1:0-3 E-
Aux2 Opon Ibi4B3:0
176 1-ívIícro-Díscrete
Aux2_ManualB3:2
—3 E4
Aux2_AutomáticoB3:l
Control circuitbe 4
1:0-3 E-
176 1-Micro-Discrete
Aux2 automático
-3 E-iAux2__Controlcircu ít_bL4
B3:03 E-10
Control circuitbo4
1:03 E
51761-Micro-Discrete
Aux2_ControlcÍrcuit_
B3:0
10
151
0009
0010
0011
0012
0013
0014
0015
Aux control panel • Glose bi 5 Open bi 5B3:0 1-0 T-oi r i r i'r-1 L- J L J L"'
13 6 71761-Micro-Discrete 1761-Micro-Discrete
Aux2 Opai Ibi5B3:li rJ L
4
Superivisor deAux control panel voltaje
B3:0 1:0- i r - i r
Aux2 Open lb¡5B3:l
4
Aux sup voltajeB3:0
JJ3L J S" \'176 1-Micro-Discrete
Control circuítAux control panel Automático Open bi4 bo 4
B3:0 1:0 1:0 1:0i r - i r i r n rJ L _J L _J L13 10 3
1761-Micro-Discrete 1761-Micro-Discrete 176
TimJimFresAcci
Aux control panel AutomáticoB3:0 1:0i r i rJ L J L13 10
1761-Micro-Discreíe
Espera 5seg.automático
T4:l"i rJ L •DN
Aux control panel ManualB3;0 1:0i r i rJ L J L
13 11176 1-Micro-DÍscrete
Auxl Open Ibí4B3:0~i r• • J L
3
Aux2 Open Ibi4B3:0i rJ L
4
J L M5
L-MÍcro-DÍscrete
er On Dclay — C^EN)er T4:le Base 0.01 — 0°*0 —et 500<jm 0<
Aux2 AutomáticoB3:l,> -NI
14
Aux2 automáticoB3:2
1
Aux2 ManualB3:2
4
Open Ibi40:0(. ^% s
0176 1-MÍcro-Ü iscrete
oklB3:0
5
152
0018
0019
0020
0021
Auxl_Controlcircuit_bL4
B3:03 E
9
Aux2_ControIcircuitbL4
B3:03 E10
Auxl_Open_lbi5B3:l3 E
Aux2_Open_lbi5B3:l3 E
Auxl ControlcircuítbL5 "
B3:l3 E
Auxl_AutomáücoB3:l3 E
13
Aux2_AutomáticoB3:l3 E14
Aux]_ManunlB3:2
—3 E—oAux2_Manual
B3:2—3 E—
oklB3:0
-3 E-5
B3:0
11
Controlcíraiíl bL4O:0O
11761 -Mlcro-Discrele
OpenJbiSO:0
1761-Micro-Discrele
Controlárcuit_bl5O:0o
3176 l-MÍcro-D¡screte
AutomáticoO:0
176 1-Micro-Díscrete
Manual0:0
176 1-Micro-Discrete
Funcionamiento okO:0
176 1-MÍcro-Discrete
153
Funcionamiento okO:0O
51761-Micro-DÍscrete
Falla de faseO:0
o7
1761 -Kücro-Discrete
0022
ok3B3:l
-3 E-
ok4B3:l
-3 E-
ok5B3:l
15
ok6B3:2
0023
Aux_sup_voltajeB3:03 E
o
0024
154
0000
Aux_control peB3:03 E12
Aux1_OpenJ¡3B3:03 E
Aux1_OpenJi3B3:0O
3
Close__sec23B3:03 E7
Open sec23B3:0
Aux1_OpenJsec23B3:03 E
Aux1_OpenJsec23B3:0
>9
0001
Aux_control peB3:0-J C-J L
12
PLC__LlNEB3:03
6
Close_sec14B3:1
—3 E—o
Open sec14B3:1
Aux1_openjsec14B3:13 E
Aux1_open_lsec14B3:1)
2
C|ose_j4B3:1
-^ E-
Aux1_OpenJi4B3:13 E
Open Í4B3:1
Aux1_Open__li4B3:1o—
6
C!ose_sec24B3:13 E
8
Aux1_OpenJsec24B3:13 E
Open sec24B3:1
Aux1 __O p e njse c24B3:1)
10
10
155
0002
Control PC1:0
-3E-0
1 761 -Micro-Discrete
Aux control peB3:0
12
Controlpanel
00031:0
-3 E-
0004
11761 -Micro-Discrete
Aux_control panelB3:03 E13
-3 t-
1761 -Micro-Discrete
Aux2_OpenJ¡3B3:03 E
1:0^E-
-3 E-1 761 -Micro-Discrete
Aux control panelB3:0
13
Aux2 Open Ii3B3:0
1761 -Micro-Discrete
Aux2_OpenJsec2383:03 E
1:0^ E-
Aux2 Open Isec23B3:0
101761 -Micro-Discrete
10
ft-
o o o --J
o o o oí
o o o 01
m o K)
co
- -P -g
N)
OD
- .trt ,3
c.
"
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1" visuali
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g </>'
-j O) ó"
tO
C
Dr
6 (/)' o
fS o
¿-
ó •
6
AS?« CU ñ -íx
-•§
158
4.5 EVALUACIÓN DEL HMl SIMULADO.
Como resultado de las pruebas obtenidas en el Módulo de Simulación de la
Interfaz Hombre-Máquina, se observa el correcto funcionamiento de la aplicación
diseñada, lo que se puede deducir de la descripción de las siguientes
características:
• Visualización del proceso en un entorno gráfico muy similar a la
Subestación Guaranda, procurando mantener todos los detalles y
elementos que faciliten la correcta operación del HML
• E! entorno y la plataforma de desarrollo del HMl, mantiene las
características comunes a los programas basados en PC, es decir, una
aplicación basada en el despliegue de ventanas, barras y menús de
acceso, iconos para acceso directo desde y hacia cualquier parte del
proceso. Orientado a facilitar el trabajo del usuario del HMl.
• Niveles de acceso y seguridad en la operación del HMl, permitiendo así,
tener un registro de control y supervisión de los usuarios asignados,
encargados de la operación del HMl; reduciendo así, posibles errores y
establecer responsabilidades en caso de negligencia por parte del
operador.
• Comunicación permanente entre el computador, controlador lógico
programable y el analizar de redes, verificando que el proceso se
encuentre dentro de los parámetros normales de operación y
funcionamiento, o a su vez, tomar acciones correctivas en caso de
interrupción o falla del proceso.
4.5.1 RESULTADOS OBTENIDOS
Los valores obtenidos por la Interfaz en su mayoría representan valores muy
cercanos a la realidad, resultado de la configuración y adaptación de las redes
de alimentación de energía presente en el laboratorio de instrumentación. Se
utilizaron como carga dos motores trifásicos, uno de 3 Hp y otro de 1/2Hp. Afín
de tener valores de corriente cercanos a la realidad se enrollaron los
conductores de alimentación de los motores en los transformadores de corriente.
159
A través de! Analizador de Redes CVMK-h, se puede medir, calcular y visualizar
los principales parámetros eléctricos en redes industriales trifásicas (equilibradas
o desequilibradas). La medida se realiza en verdadero valor eficaz, mediante
tres entradas de tensión c.a y tres entradas de intensidad de c.a. (a través de
transformadores de corriente ln/5 A), además nos calcula la distorsión armónica
THD de las tres fases de corriente y de tensión una vez por minuto.
^
FECHA
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
HORA
10H45
1QH56
11H12
11H25
11H47
12H02
12H40
14H10
15H32
16H09
17H14
V1
(V)
219
219
218
220
220
221
223
221
219
218
221
FECHA
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
24/04/2003
V2
(V)
221
220
219
219
220
220
221
223
221
220
221
HORA
10H45
10H56
11H12
11H25
11H47
12H02
12H40
14H10
15H32
16H09
17H14
V3
(V)
220
219
219
220
221
219
221
222
220
219
220Thd
V1
5,6
5,4
4,8
4,7
4,8
4,8
5,3
5,4
5,3
5,1
5,3
11
(A)
14,3
15,2
14,3
16,2
14,1
15,1
13,3
15,2
16,3
16,3
15,9Thd
V2
5,7
5,0
4,7
4,5
4,4
5,3
5,4
5,6
5,1
5,9
5,4
12
(A)
14,2
14,9
14,5
16,7
14,1
14,7
14,2
14,9
14,8
15,2
15,8Thd
V3
5,4
5,1
4,7
4,9
4,7
5,1
5,1
5,1
5,3
5,7
5,1
13
(A)
14,3
15,1
14,9
15,9
14,2
14,6
13,1
15,0
15,2
16,3
16,2Thd
11
4,3
4,1
4,4
4,5
4,0
4,2
4,1
4,3
4,4
4,2
4,3
K W I I I
(Kw)
1,584
1,518
1,515
1,552
1,567
1,532
1,587
1,512
^543
1,532
1,432Thd
12
4,1
4,7
4,9
4,1
4,3
47
4,1
4,2
4,3
4,2
4,5
P F I I I
0,95
0,96
0,97
0,98
0,97
0,98
0,98
0,98
0,95
0,96
0,95Thd
13
4,2
4,0
4,5
4,1
4,3
4,4
4,5
4,3
4,5
4,4
4,4
Frec.HZ
60
60
60
60
60
60
60
60
60
59
60
Tabla 4.1 Datos obtenidos por el Analizador de Redes
160
Mediante el procesador interno del CVMK-h se permite analizar
simultáneamente los siguientes parámetros, a manera de ejemplo tabulamos
algunos valores como resultado de las pruebas efectuadas.
Ei registro de alarmas es muy importante dentro del proceso, permite ejecutar
acciones de control tendientes a solucionar problemas, en el menor tiempo
posible; además de brindar confiabilidad al sistema, soluciona problemas que
pueden ser causa de accidentes y/o inconvenientes.
; HH/DD HH:HM:SS EVT Type Operator ?nQl/21
01/2101/21
01/2101/2401/21
O1/21
01/2101/21
01/2101/2101/21O1/2101/21
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
:OO:26-.00
:00:00
:26:26:26
:OO:26:OD:OD
:OQ:00:00:00:00
:02
:02
:26
:26
:26:26
:26:34
:38:27
ALH
EVTÍLLH
ALH
ALH
ALH
ALH
ALHALHALHEVT
EVT
EVT
EVT
DISC
SYS
DISC
DISC
DISC
DISC
BISC
LOLO
HIHI
DISC
SYS
SYS NoneOPR KoneSYS None
1999
3
1
2
3
1
7
1
1
999
999
999
999
ÑameFlotiantejalfiNeisAlarmCompen blSobrecure 69 12Falimenfí9 Icc2Bajapresion 12Alarm_2VlccAlceAlarm__l$OperatorSLogicRunnlngSScartDdeConverSStartDdeConver
GroupMairispanellÍSyste»panellpane 12panei2pane 12pane!2panellpanellpanell$ System$ SystemSSysteirtSSystem
Value/Limit EOFF/OH/OFF/OFF/OFF/OFF/OFF/
o/ISO/OFF/
None/OH/C«/OFF/
OFF '•:>.OFForr ;;OFF :-
OFF ;:OFF
OFF '••
ios ;30 ';
OFF \F '(
OFF ;
OH :
Figura 4.7 Ejemplo de reporte de alarmas
La generación de alarmas se registra en una pantalla propia de la interfaz y
además se almacena en un archivo en excel, durante 30 días. Que generan una
archivo tipo .ALG en el que se describe la fecha, hora, el tipo de evento, la
función u operador responsable en el momento de operación, la alarma, e! panel
donde se registro dicha alarma y su estado. Dicho archivo se almacena en una
hoja de cálculo de excel, tal y como se muestra a continuación
Jan 19 10:22:51 ALM DISC IngenieríaJan 1911:01:42 ALM DISCJan 19 11:01:42 EVT SYSJan 19 11:01:42 ALM DISCJan 19 11:01:42 ALM DISCJan 19 11:01:42 ALM DISCJan 19 11:01:42 ALM DISCJan 19 11:01:42 ALM LOLO
Sobrecorr69J2Fiotante__b1$NewAlarmSobrecorr69_l2Falimen69Jcc2Bajapres¡on_!2
AIarm_2A1cc
pane!2panell$Systempane!2pane!2pane!2pane!2panell
OFF/ OFFOFF/ OFF
ON/ OFFOFF/ OFFOFF/ OFFOFF/ OFFOFF/ OFF
O/ 9
161
Jan 19 11:01:42 ALM DISCJan 19 11:01:42 ALM DISCJan 1911:01:42EVTSYSJan 19 11:01:44EVTSYSJan 19 11:01:44 EVT SYS NoneJan 1911:03:34 EVT SYS NoneJan 19 11:03:34 EVT SYS IngenieríaJan 19 11:04:23 EVT I/O ingenieríaJan 19 11:04:23 RTN DISC IngenieríaJan 19 11:04:23 EVT SYS IngenieríaJan 19 11:04:24 EVT l/O IngenieríaJan 19 11:04:24 RTN DISC IngenieríaJan 19 11:04:24 EVT SYS IngenieríaJan 19 11:04:24 EVT l/O IngenieríaJan 19 11:04:24 RTN DISC IngenieríaJan 19 11:04:24 EVT SYS IngenieríaJan 19 11:04:27 EVT l/O IngenieríaJan 19 11:04:27 ALM DISC IngenieríaJan 19 11:04:27 EVT l/O IngenieríaJan 19 11:04:27 ALM DISC IngenieríaJan 19 11:04:27 EVT l/O IngenieríaJan 19 11:04:27 ALM DISC IngenieríaJan 19 11:07:27 ALM LOLO IngenieríaJan 19 11:08:42 EVT SYS IngenieríaJan 19 11:08:42 EVT SYS NingunoJan 19 11:09:59 EVT OPR NingunoJan 19 11:09:59 EVT OPR NoneJan 19 11:40:05 ALM DISCJan 19 11:40:05 EVT SYSJan 19 11:40:05 ALM DISCJan 19 11:40:05 ALM DISCJan 19 11:40:05 ALM DISCJan 19 11:40:05 ALM DISCJan 19 11:40:05 ALM LOLOJan 1911:40:05 ALM DISCJan 19 11:40:05 ALM DISCJan 19 11:40:06 EVT SYSJan 19 11:40:08 EVT SYSJan 19 11:40:08 EVT SYS NoneJan 19 11:46:43 EVT SYS NoneJan 19 11:46:43 EVT SYS Ninguno
A!arm_1PULSAFLSHistoricalLoggSO pe rato rSLogicRunningSOperator$AccessLevel
Sobrecorr69J2Sobrecorr69J2Sobrecorr69_l2AIarm_2
AIarm_2Alarm_2.AckAIarm_1Alarm_1Alarm_1.AckAlarm_2Alarm_2AIarm_1Alarm_1Sobrecorr69_I2Sobrecorr69J2imprimirSOperator$AccessLeveISOperatorSAccessLevelFIotantejDl
SNewAIarmSobrecorr69J2Falimen69_lcc2Bajapresion_l2AIarm_2A1ccAlarm_1PULSAFLSHistoricalLogg^OperatorSLogicRunningSOperatorSAccessLevel
panehSSystemSSystemSSystem
SSystemSSystemSSystem
pane!2paneI2pane!2paneI2pane!2paneI2panehpanellpanehpane!2
pane!2panellpanellpane!2pane!2SSystemSSystemSSystemSSystemSSystempanellSSystempane!2pane!2pane!2pane!2panellpanellSSystemSSystemSSystemSSystemSSystemSSystem
OFF/ OFFOFF/ OFFON/ OFF
None/ON/ OFF
Ingen/ None8000/ O
ON/ OFFON/ OFFON/ OFFON/ OFFON/ OFFON/ OFFON/ OFFON/ OFFON/ OFFOFF/ ONOFF/ OFFOFF/ ONOFF/ OFFOFF/ ONOFF/ OFF
1/ 10Ningu/lngen
500/8000None/Níngu
O/ 500OFF/ OFF
ON/ OFFOFF/ OFFOFF/ OFFOFF/ OFFOFF/ OFF
O/ 9OFF/ OFFOFF/ OFFON/ OFF
None/ON/ OFF
Ningu/ None500/ O
CAPITULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
162
CAPITULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
Los resultados de la simulación permiten extraer las conclusiones y
recomendaciones siguientes.
5.1 CONCLUSIONES
^ Se ha desarrollado una HMI de un sistema SCADA que permita la
implementación de un proceso gradual de automatización. De los
resultados obtenidos se puede concluir que es apropiado especialmente
para empresas con limitaciones de presupuesto e inversión.
S Un HMI transforma un conjunto de requerimientos capturados en forma
gráfica a una estructura que define acciones simples, de esta manera la
interfaz responde directamente a ia percepción y comprensión de todas las
variables involucradas en la subestación para que el operador tenga una
visión real de la aplicación e interactúe con la misma sin errores y con
rapidez.
s En una subestación de distribución de energfa eléctrica se encuentra
información desde un importante número de variables tanto en tiempo real
como históricas. Los registros históricos permiten almacenar continuamente
el estado de las variables eléctricas presentes. La función del HMI es
integrar todos los datos y dispositivos, y ponerlos a disposición del
operador. De los resultados obtenidos se puede concluir que el HMI
diseñado cumple este objetivo.
163
El HMI desarrollado permitió la integración de todos los paneles presentes
en la subestación cubriendo la necesidad de tener un sistema que
supervise todos los sectores de la misma por medio de un centro de control.
Para hacer realidad la integración, cuando esta propuesta se implemente,
se desarrollaron todos los algoritmos necesarios para que cada pantalla de
la HM! permita realizar el monitoreo y control en tiempo real, es decir el
accionamiento de interruptores, switch, relés de control, dispositivos
indicadores, adquisición de datos desde instrumentos de medida. No se
puede probar en su totalidad todos ios algoritmos desarrollados, pero
aquellos que si lo fueran en la fase de simulación se comportaron según lo
planificado.
La verdadera prueba de un HMI es observar en la práctica su
comportamiento, se debe evaluar en todos los pasos. En vista de que su
implementación real es muy costosa, se desarrolló un módulo que con
ciertas funciones permitió simular la mayor parte del proceso. Del
comportamiento de las variables involucradas y el desempeño del Interfaz,
se puede concluir que el HMI satisface al usuario y cumple con los objetivos
y alcances propuestos en nuestro diseño.
164
5.2 RECOMENDACIONES.
El diseño del HMI es completamente abierto, con gran capacidad de
aumento y mejoramiento; soporta dispositivos de cualquier marca; puede
enlazarse y ampliar su aplicación en cualquier sistema similar que responda
a una estructura organizacional, y funcional en cuanto a las acciones a
efectuarse. Se recomienda que se aproveche la arquitectura abierta de la
HMI para explotara! máximo sus posibilidades.
Para diseñar una HMI efectiva, cualquier diseño debe comenzar por
conocer los requerimientos y perfil de ios posibles usuarios. Distinguir
niveles de acceso y jerarquía entre usuarios frecuentes y ocasionales, para
así con estas consideraciones desarrollar algoritmos de programación que
sean capaces de brindar una rápida y fácil operación. Además se debe
estructurar el sistema de tal forma que se aproxime al proceso real para
una rápida familiarización del operador con el interfaz.
El objetivo de este trabajo constituye la columna vertebral de cualquier
sistema SCADA, por lo que se recomienda que se integren otras áreas del
sector eléctrico, tales como Mercado Eléctrico Mayorista, Análisis de flujo
de carga, Estudio de Armónicos, Reconfiguración de alimentadores o
circuitos de distribución, Gestión de carga en transformadores,
consumidores, etc. Con esta integración se conseguiría un sistema
interactivo eficaz, confiable y capaz de competir con sistemas de empresas
extranjeras.
La interfaz aquí diseñada necesita para su implementación una serie de
elementos tales como una RTU de características técnicas especiales,
dispositivos analizadores de redes que permiten la visualización de los
parámetros tanto en su valor RMS como su variación en el tiempo, relés de
165
protección, etc; para de esta manera brindar datos que proporcionen mayor
información para análisis y proyecciones. Se recomienda que estos
dispositivos definitivamente formen parte del sistema.
El diseño desarrollado en su totalidad, listo para su implementación y
ejecución; no se lo pudo implementar debido a limitaciones económicas de
la Empresa Eléctrica de Bolívar que acogió y financió en gran parte nuestro
trabajo. Se recomienda, por todas las facilidades que puede proveer, que a
futuro su ejecución sea una realidad.
166
BIBLIOGRAFÍA.
1. KALANl G, Microprocessor Based Distribuited Control Systems, rentice-
Hall, NewYork-1998.
2. BLACK UYLESS, Data Comunications and Distribuited Networks. Prentice
Hall International Inc. London, 1998.
3. CORRALES PAUCAR LUIS, Interfaces de comunicación Escuela
Politécnica Nacional, Facultad de Ingeniería Eléctrica, s/a.
4. DAMIÁN RAMOS MILTON RAMIRO, Sistema SCADA para el sistema de
Generación y Distribución de la Empresa Eléctrica de Riobamba S.A. Tesis
EPN. 1999.
5. SANTAMARÍA MONTENEGRO GERARDO MANUEL, Estudio del sistema
de Transmisión para el Sistema SCADA del proyecto de Agua Potable
Mica-Quito Sur de la EMAP-Q, Tesis EPN, 1994.
6. REMACHE COYAGO JUAN CARLOS, Control de temperatura de un
calentador de líquidos usando InTouch y un PLC, Tesis EPN, Escuela de
Ingeniería, 2002.
7. CUZCO SILVA EDGAR GIOVANNY, Control y Supervisión de Líquidos
mediante Intouch. Tesis. EPN. 2001
8. TOAPANTA MILTON, Sistemas Integrados de Medición, Control,
Protección y Monitoreo en Sistemas Eléctricos. CIER-ECUACIER, 2001.
9. MiCROLOGlX 1000. Programmable Controllers User Manual Rockweii
Automation. Ailen-Bradley. Publication 1761-6.3 USA. July 1998.
10.RSLOGIX500 USER'S MANUAL Rockwell Software, USA July 2000.
11.WONDERWARE FACTORY SUITE. InTouch UsersGuide, Wonderware
Corporation. 1999.
12.SQUARE D. Power Logic, Power monitoring and Control Systems Cataiog,
edición - diciembre de 1997.
Referencias web.
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2. www.femz.es/cursos/automatas/temaQ1.htm.
3. www.iec.orq/tutorials/htm.
4. www.tde.alstom.com/p-c/ftpldocs/papers
5. www.frc.utn.edu.or/institucionai/industrial/cated/sistemasinteliqentes/htm
6- www.dinalan.es/adelpro.htm
7. www.open.com.pe/ialdia/articuios/edvenintesis.2htm
8. www.aciem.org
9. www.umne.edu.mx/dic.doc
1Q.www.pnterexport.net/soluciones.htm
11 .www.microloqic.com/primers/scada.htm
12.www.no1cybershop.com/plc/toois/rsloqix.htm
13.www.WQnderware.com/traininq/wonderwit/downloads.htm
14.www.circutor.com
15. www.cpuc.on.ca/scada.htm
16.www.nordatasvs.com/overview.htm
17.www.controles.com
ANEXOS
ANEXO -A
MANUAL DE USUARIO
Manual de UsuarioBonilla Edwin
Cárdenas Mauro Junio 2003
ÍNDICE
Prefacio .....2
1. Requerimientos Generales 2
1.2, Requerimientos de Hardware y Software ......3
1.2.1. Hardware-PC 3
1.2.2. Software 3
2. Conexiones..... 4
2.1. Guía de Conexiones 4
3. Software.... .....5
3.1. Software de Programación .........6
4. Puesta en marcha INTOUCH 7.0 6
4.1. Operación básica HMI.... 10
5. Sistema de Comunicaciones- Configuración del IO SERVER....... 13
5.1. I/O SERVER para Unidad Terminal Remota......... ...13
5.2. I/O SERVER MODBUS para Analizador de Redes CVMK-h .....16
6.-Programa RTU(PLC) , ..........17
7.- Operación del Interfaz ........19
7.1. Acciones de Monitoreo y Control............ 19
8.-Recomendaciones Generales......... 20
8.1. Software y Hardware 20
8.2. Comunicaciones.... 21
A- 1
PREFACIO
El presente manual proporciona información al usuario u operador de la
Subestación Guaranda de la Empresa Eléctrica de Bolívar, sobre requerimientos
para la instalación, operación y manejo del Interfaz Hombre-Máquina (HM1) del
Sistema SCADA de la Subestación de Distribución de Energía Guaranda 69 KV-
13.8KV, utilizando el software Intouch 7.0, un PLC (RTU, Unidad Terminal Remota)
y un Analizador de Redes CVMk-h,
1.- REQUERIMIENTOS GENERALES
• Unidad Central (Computadora-PC)
• Software del proceso,
• Unidad Terminal Remota (RTU).
• Analizador de Redes CVMk-h.
• Conversor RS485 - RS232,
• Transformadores de Corriente y de Potencial.
• Cable serial con conectores DB9 a DB-9
• Cable UTP/5 hilos par trenzado, blindado.
• Cable 1762-CBL-PM02
• Transformadores aisladores de circuito de potencia.
• Fuente de Alimentación de 220 Vac y 110 Vac.
• Fuente de Alimentación +/-12 ; +1-24 Vdc.
• UPS, 600VA, 3000W.
Se incluye para cada panel en la subestación, Analizador de Redes CVMk-h,
Conversor RS485 - RS232, Transformadores de Corriente y de Potencial
para cada fase, transformadores aisladores del circuito de potencia y de
control, pulsadores, botoneras, indicadores analógicos, luces, sirena para
alarma, dispositivos de control y disparo..........
A-
1. 2. REQUERIMIENTOS HARDWARE y SOFTWARE
1.2.1.- PC
• PC IBM compatible con procesador de 1.2 GHz o superior.
• 128 MB de memoria RAM (mínimo).
• Monitor Color SVGA, de 21" mínimo.
• Disco Duro 40Gb.
• CD-ROM.
• Puerto Serial COM1.
• Puerto Serial COM2.
• Puerto Serial COM3.
• Puerto Paralelo.
• Puerto PS/2
• Parlantes -- Salida Audio
• Mouse3 teclado
• Impresora Hp-Desk Jet 670c o mayor.
1.2.2.-SOFTWARE
Windows 95, 98se; o Windows NT con Service Pack 4.0 o superior.
intouch 7.0 ó superior de " Wonderware Factory Suite 2000".
I/O Server ABKF2: Alien Bradley Serial V7.0.0.6. "Intouch I/O Servers"
I/O Server MODBUS®. "Intouch I/O Servers"
RSLogix 500 "Rockwell Software"
RSUnk "Rockwell Software"
"Adobe Acrobat Reader 4.0" o superior.
2.-CONEXIONES
2.1. Guía de Conexiones
Todos los cables y terminales tienen etiquetas en ias que se especifican los puntos
de conexión, y de acuerdo al color el tipo o clase de señal que lleva de un
dispositivo a otro. En la Subestación Guaranda se debe revisar cuidadosamente
todas las conexiones, ya que tiene mas de 25 años de operación, y se deben tener
precaución con las conexiones a tierra y comprobar los aislamientos del circuito de
potencia y de control a fin de evitar daños que pueden ser considerables.
Para una correcta instalación del Interfaz se debe seguir el siguiente procedimiento.
• Aislar completamente los dispositivos de Control del circuito de Potencia, con
transformadores independientes para PC, RTU, Analizador de Redes,
Conversor RS232-RS485.
• Verificar que los transformadores de corriente y de potencial, presentes en
los tableros de control, estén conectados a los aparatos de medida, y al
Analizador de Redes, tal como se muestra en la parte posterior del equipo
(CVMk-H).
• Conectar el cable de comunicación serial; entre el conector DB9 macho
presente en el Analizador de Redes y el conversor en el conector DB9
RS485. Posteriormente conectar el Cable de comunicación serial en el
conector RS232 del conversor y el puerto serial COM2 del PC.
• Conectar el cable de comunicación serial entre el PLC ó (RTU) y el puerto
COM1 del PC,
• Verificar la conexión del terminal de 8 pines Mini-Din del cable 1761-CBL-
PM02 a la parte frontal del PLC.
• Verificar de acuerdo a las etiquetas, todas las conexiones entre la RTU y los
paneles de control.
• Conectar los cables de alimentación de 220V AC al Analizador de Redes
(CVMk) y el Conversor RS485-RS232, y del RTU de acuerdo al nivel de
voltaje que se especifique.
A- 4
• Verificar las conexiones de alimentación de la fuente de Corriente Continua.
* Verificar la conexión de alimentación de la UPS que abastece de energía a la
Unidad Central de Proceso PC presente.
Se debe tener muy en cuenta y verificar las instalaciones de hardware y las
conexiones deben realizarse con anterioridad a la instalación del software,
También se debe considerar que las conexiones tengan protección a tierra
contra descargas,
Nota: Ein caso de requerir una revisión interna del equipo presente, los
diagramas de conexiones en dispositivos de monitoreo y control, deben
remitirse al Jefe de Subestaciones o a su vez al Departamento Técnico de la
EMELBO.
3.» Software, -
La PC debe correr bajo un sistema Windows 95, 98se, ó Windows NT con Service
Pack 4.0 o mayor, además verificar que se encuentren instalados los siguientes
paquetes:
• Intouch 7.O.- que requiere licencia de software y llave de hardware, de
acuerdo al número de variables a utilizar en el interfaz, y cuya instalación es
directa con los CDs de instalación y manuales respectivos, de la Compañía
Wonderware Factory Suite.
• I/O Server ABKF2; I/O Server Modbus.- que se encuentran en un CD
adicional que acompaña al Software de Intouch. Para comunicación con
PLC, Analizador de Redes CVMk-H y de acuerdo a la RTU empleada, otro
tipo de I/O Server, que requiera y que se incorpora en el mismo CD.
• RSLogix 500.- (solo en caso de utilizar PLC marca Alien Bradley), que viene
con el mismo dispositivo, requiere de licencia de software la cual es única e
A- 5
imposible de obtener mas copias, si se intenta hacerlo se daña la clave y
queda ¡Habilitada.
• RSLinx.- (solo en caso de utilizar PLC marca Alien Bradley), utiliza la misma
licencia de RSLogix 500.
• Office 2000.- completo para uso de hojas de calculo.
• Bitware Cheyenne.- software de enlace para conexión con MODEM, modo
telefónico u otro tipo de conexión o acceso telefónico a redes.
• Adobe Acrobat Reader 4.0 o superior.- Para visualizar archivos sólo de
lectura y que contiene información adicional o de ayuda del sistema.
3.1- Software de Programación.
Dicha opción está reservada únicamente para el Departamento Técnico de la
EMELBO S.A. quienes únicamente poseen una copia del Archivo Ejecutable, del
diseño completo. Cualquier modificación o cambio que se efectúe en la Subestación
a futuro y que implique una modificación del Software de Programación del Interfaz
diseñada, se debe solicitar asistencia técnica a los profesionales que ¡mplementaron
dicho sistema.
Ejecución del Software.
4.- Puesta en marcha Intouch 7.0
El proceso inicia abriendo Intouch, buscando la dirección correcta a través del botón
"INICIO" de la barra de herramientas inferior de ia pantalla de Windows, tal y como
se muestra en la figura.
Configuración
.Buscar
Ayuda
.Ejecutar...
| PowerDívX NextSen
PRR Video Utilities
Rockwell Software
Servicios e" línea .
:Sp,arkleTiger
£n. Visío
tm Wonderware FaclorySuite
^ X¡ngMP3 Player
Internet Expjoret.
Cerrar la sesión...
, ;Apagar el sistema—
|J
' National Instruments: LabVlE\tó', - . .-.
3 -Outlook Express •
Books
^ "í Comrnon
L¿g InTouch
[5n InTouch WíndowMakerv^**l
O InTouch WindovvViewer
InTouch
de Usuario - Micro.. -tvjSN
Figura 1.- Abriendo Intouch 7.0
Una vez abierto Intouch, aparecerá una ventana que permite escoger o crear
aplicaciones en Intouch, de dicha pantalla se abrirá el archivo "HMI
SUBESTACIÓN-GUARANGA"
•^InTouch -Application Manaqei - [c:\archivos de programa\factorysuiteVintou...
?r?HMl SÜBESÍACION-GUARANDA
File. View
D D.~Q Q
Nam& _ Path | Resolution
c:\archivos de programa\íactori'suite\intouch\aL.. 800:-: 600
| , , > |1 »_j
j|HMI SUBESTACION-GUARANDA - New InTouch applicatíon === jj
"Fjeady ; - |CAP-jNUM'| #
Figura. 2. Ventana para escoger aplicación
A- 7
Al escoger el archivo correspondiente a la aplicación del Interfaz Hombre-Máquina
aparecerá una nueva ventana de inicio con el que trabaja el Interfaz, aquí se debe
escoger la opción del Windows to Open, correspondiente a "PRESENTACIÓN"
tas; Sí»*** UptoíS- üe$* .*n«*i«i6iatM^s;^*^s ""*"
SSSiil HB«, ,™™¡mess,,,s j .,
j fDG?*ia0|% <fi^a|^-"/*il «effl -O WindowsÉ -u Scnpís[±] ^> ConfiíMe
• US TagnamaDiclionaiy
íMiilhllllllBSSi»l!(¡!¡!!i!ÍHÍ!»!K5!lí!!!í
lllllliil|¡llllffi!ll BliiÍllllllllill|IIIBIIIIlB ° ' :X '
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•
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^W3¡t:pH1¡tfrí>'lllÉl(~2"UPANEL1
"23 PANEL 3~ 24 PANEL 4r 25 PANEL 5~ 26 PANEL 6P27 PANEL?P28 PANEL 8~2_SALA DE CONTROL~^3 GIS B9KV-13.8KV, RIOBAK~4 ENTRADA 69 KV. BIQBAM"5SALIDAGUANLU069K.VC G^SALIDA COCHABAMBA 69
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K.YI r~w,Hr~i - c lüuMí . .^
Figura.3. Ventana de Inicio de aplicación, escoger PRESENTACIÓN
Luego de realizada esta operación, se debe nuevamente ir a la barra de menú de
inicio de Windows, en donde es necesario abrir el programa "I/O Servers" Escoger
la opción "MODI3US" que es el servidor de comunicación con el Analizador de
Redes CVMK-h. Ver la figura 4.
Para el caso de la RTU o (PLC) en el I/O Server, repetir lo anterior para nuestro
caso en el PLC utilizado pertenece a la marca Alien Bradley, el servidor de
comunicación requerido es el de "ALLEN BRADLEY SERIAL" a través del archivo
de configuración llamado "ABKF2" para la comunicación con el PLC (RTU). de la
misma manera que se procedió con Intouch. Tal y como se muestra en la Figura. 4.
A- 8
favoritos
Documentos
Configuración'
Busca
dei • [rgpdF] MSíl Messcnger
Figura 4. Ventana de inicio de los I/O Servers
^ Nota.- Es necesario que se ejecute el programa ÍO Servers para cada
dispositivo CVMK-h y RTU, también se debe activar la opción Hisdata, en
Intouch Window Maker; en antes de ejecutar el funcionamiento de Window
Viewer.
Una vez abiertos los 4 programas, verificar que en la barra de herramientas del
menú de inicio se encuentre de la siguiente manera, para asegurarse que el sistema
está listo para arrancar.:
Figura.5 Configuración de barra de herramientas, antes de activar Window Wiever
Una vez realizados los pasos anteriores, nos vamos a la pantalla en Window Maker
del Intouch, en la pantalla de PRESENTACIÓN, vamos al extremo superior derecho
y pulsamos e ¡Runtime, en ese momento el sistema empieza a comprobar y
conectarse con todos los dispositivos y equipo que forman parte del HMI, inícializa
A-
una secuencia de funciones, e inmediatamente se presenta el HMI en modo activo y
realizando el monitoreo y control de la Subestación. Ver Figura 6.- D \PERSOIIAl \MAllRO\TESlS\DlSfuOEgjlnTfii»:h -
0a £d4 yieW Aitangü Jwt" Ijno Specal WndoW* [IQSIags doffnxi)
03 ül S«í*jS^ Configure
TogoaircDCía» Hefoence
S3' El33 ElSPCS f~l Atotcatiorn
RIOBAMBA138KV-69KVSISTEMA DE' Sl/BTRANSMIS/O,
ELÉCTRICA EN LA fifí.
Figura 6. Pantalla previa para arrancar el Sistema
4.1. Operación Básica HMI
En esta pantalla se realiza el ingreso de datos para registro del operador y
contraseña. Una vez otorgado el acceso se ingresa a la pantalla principal, "SALA
DE CONTROL"
\>« -*fc§ SALA DE COffTROL,SUBESTACIÓN GUÁRAMOA'-'-B
1WÜÜOPM«SS»
Q
SALUJA GUJ UOO ta K
SWJOA COCHA£JAMBA 63 RV
REPORTEDlAHIO
I HATOSI GENERALES'
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t FSTADODTl -
t ¡tt£L MOOBUS
i REGiSTKO DE1 ÍOI'EÍIADOHES
Figura 7. Sala de Control Subestación Guaranda.
A- 10
Esta será la pantalla siempre activa, desde la cual se tiene acceso a todos los
paneles internos y externos de la subestación, además de funciones incorporadas a
través de iconos de acceso para facilitar el trabajo del operador y aprovechar al
máximo las prestaciones del Interfaz.
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SAUDA GUANUJO B9 KV
SAÜDA CÜCHABAMBA B3 KV
ENTRADA E9 KV
ALARMAS
EVENTOÍi
ESTADO DEL
SISTEMA
REPORTE
DIARIO
ABKF2
MODBUS
(CVMK-Hl)
AYUDA
ACERCA DE-
Permite acceder a cualquier panel
interno de la Sala de Control de la
Subestación Guaranda, a 13.8KV
> Permite acceder a cualquier panel externo a la Sala
de Control de la Subestación Guaranda a niveles de
69KV.
> Icono de Acceso Directo al registro de alarmas,
> Icono de Acceso Directo al registro de eventos en un
diagrama en tiempo real. THD de Voltaje, Corriente,etc
> Muestra pantalla de enlace con el CENACE, para
ingreso y envío de datos de generación eléctrica.
> Muestra el estado del Sistema, comunicaciones.
> Presenta la hoja de control y reporte de la Subestación.
> Muestra el estado de la comunicación con la RTU, y
su configuración.
> Muestra el estado de la comunicación con el Analizador
de Redes CVMK-h, y su configuración.
> Presenta en pantalla el manual de usuario, para
configuración y operación del Interfaz.
> Muestra Información General sobre el Diseño del HMI,
diseñadores, director del proyecto.
A- 11
Uib&EfiLOGEER '
t
Llama al registro de cada una de las operaciones
efectuadas por el HMI en Intouch.
PAHEL1
PAHEL3
PAMB.4
PAHEL5
PAHEL7
PAIIEL8
GIS
EHT. 69ltt
S. COCHA
5. GIJANU
ALARMAS
A la derecha de cada una de las pantallas de la subestación se encuentra presente
una barra de "MENÚ", común para el HMl, que permite tener acceso a toda la
subestación indistintamente del lugar en donde nos encontremos realizando el
monitoreo, tal y como se muestra a continuación.
> La barra de Menú permite tener acceso directo a
cualquiera de los paneles tanto externos como
internos de la Subestación Guaranda,
independientemente del lugar en el que el operador se
encuentre realizando el monitoreo, sin la necesidad de
regresara la pantalla principal.
> Permite acceder a la opción de registro de alarmas.
> Permite ver el registro de eventos.
> Se puede observar el estado de las variables
principales en tiempo real.
> Adicionalmente realiza una impresión de la pantalla
activa, "Print Screen"
> Muestra una hoja tipo bloque de notas en Word Pad,
para que el operador ingrese cualquier observación
que considere oportuno y de la cual no se lleve un
registro específico o direccionado.
> Puede acceder a ia visualización del estado de
operación del sistema, comunicaciones entre
dispositivos y el HMl.
> Permite realizar cambio de operadores y registro de
entrada y salida sin reiniciar el sistema.
> Verifica el tipo de control que se está efectuando, si es
del tipo por computador o directamente por panel,
dicha información es fundamental para realizar
control, mantenimiento, y reparaciones.
EVENTOS
TPO.REAL
IMPRIIVIIR.
SISTEMA
CAMIIIARUSUARIO
CONTROL
AYUQA
NOTAS
A- 12
5.- Sistema de Comunicaciones- Configuración del I/O Server
Es importante configurar los parámetros que permitirán al sistema, trabajar con el
PLC(RTU) y el Analizador de Redes, CVMK-h.
5.1.1/O Server para la RTU
Una vez inicializada la ventana ABKF2, como se mostró en la Figura 4; nos
trasladamos a la barra de menú superior, escogemos la opción "Configure", "Com
Port Settings" que permitirá configurar los puertos de comunicaciones que serán
empleador en la comunicación con la RTU(PLC).
3ABKF2
CqnfígMfe- Information. Help,
Com Port Sétimas
Xopíc Defínítíon-£erverSetl¡ngs...
Figura 8. Menú para Configuración del I/O Server ABKF2
A continuación se mostrarán los valores que deben estar configurados para en el
puerto de comunicaciones.
Commumcation Port Sellings, ,
+•-• \> ii t b t I/— '-,-• '\ i • ~ rf CHOLOl M UUtí " "£P Com Port: |COM1 ¿j- ~f ' í*"- Futí Dúplex
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.
'
r
^
Done
SaVe
• •DefauUs
j()ecKsurT\
" BCC
" CRC
•
Figura 9. Ventana de configuración del puerto de comunicaciones para ABKF2
A- l -
Para dicho puerto se tiene que revisar y tener presente lo siguiente;
Com Port.- selecciona el puerto de comunicaciones a conectarse con la RTU, se
debe verificar la configuración de puertos del PC.
Repiay Timeout- Es el tiempo máximo de espera establecido para obtener una
respuesta del funcionamiento de la RTU. Por defecto se debe dejar el valor de 12.
Protoco! Mode Es el modo utilizado para la comunicación PC-RTU, debe ser full
dúplex.
Baud Rate.- Es la velocidad de transmisión de datos PC-RTU. Establecer el valor en
9600 baudios.
Data Bits.- Selecciona el número de bits de datos.
Stop Bits.- Seleccioan ei número de bits de parada.
Paríty.- Paridad. [Establecer siempre None- ninguno.
Check sum.~ Activa la opción para chequeo de datos.
En la figura 8, al escoger la opción "Topic Definition"; del menú de configuración,
tenemos acceso a una ventana en donde se debe escoger el tópico llamado HMI, y
seleccionar done, tal y como se muestra en la Figura. 10.
Topic Definition
Topícs Done
P:igura10. Ventana de Definición del Tópico a usar.
En el caso de configuración se debe chequear en "Modify", para tener acceso a la
configuración, pantalla que deberá contener los siguientes valores, los cuales no
deben ser cambiados por ningún concepto, caso contrario puede fallar la
comunicación con la RTU. Ver Figura 11.
A- 14
ABKF2 Topib Definition
loptcName:
Com Poit; COMÍ
SLC-50D
PLC-2 '
PLC-3
PLC-5
PLC-5/250 '
ConnectTiipe:
KEDH+KF3 DH485KE DH485
-¿1
-. NdworkAddiessing -;--
RÍÍ232
SLC500
- PoBtng -----"--;----;: ;--;
Discrete Read Bfock Size:
'lis •
JioLJpdatelnterval:
:fíooo msec
Figural 1. Definición y Configuración del Tópico para ABKF2.
En esta opción los Ítems corresponden a:
Topic Ñame.- Se ingresa un nombre único para la RTU(PLC). El cuál debe
corresponder al nombre del programa cargado en el PLC,
Com Port.- Selecciona el nombre del puerto de comunicaciones asociado con el
tópico.
PLC Family.- Escoge o selecciona el tipo de RTU (PLC) a conectarse por el puerto
de comunicaciones, COM.
Connect Type.- Selecciona el tipo de conector apropiado para la configuración en
red del PLC. Para la conexión directa vía cable RS232; RS485, debe seleccionarse
la opción Direct,
Direct Read Bjock Size.- Ingresa el número mñaximo de valores discretos
consecutivos a ser leídos al mismo tiempo. El rango es de 8 a 1920. Para lafamiliy
del los PLC^s de Alien Bradley serie SLC500, el valor máximo es 320.
Rgíster Read Bfock Síze.- Ingresa el número máximo de registros a se leídos al
mismo tiempo. Su rango es de 1 a 120, el valor máximo para éste PLC es de 40.
A- 15
Update Interval.- Ingresa la frecuencia con la que el servidor leerá ios ítems
asociados al tópico.
5.2. I/O Server MODBUS para el Analizador de Redes CVMK-h
Se procede tal y como se muestra en la figura 4; se escoge la opción MODBUS, e
igualmente seleccionamos "Com Port Settings", seleccionamos la opción CVMK-h.
I Communicatton Poíl Setüngs 1-
/^P D t- írnuo 1 v"^otoco'
' , r.. . , ' SÍÍ1Í
j J¿<3UU | íditJ _ -- - -
•r.-uo r, 3oo • r- BQÍ) ' r- 120*0 "r 2400'r 4800 & 9600 r- H4ÍW r 19200 C- 3@4p0
- r- 7 F 8 : fí-'i n 2 i •" . "-*
j C, Evefi P" Ddd 'ÍT- Hone ; H- Matk í"~ Space, ..
Done
,Save
Defautts;
] •
Figura 12. Ventana de configuración del puerto de comunicaciones para MODBUS
Que de la misma manera deberá tener los valores que se muestran en la Figura 12,
para evitar conflictos, con e! resto de dispositivos. Este IO Server nos permite la
adquisición de datos del Analizador de Redes CVMK-h, al Intouch.
Posteriormente seleccionamos Topic Definition en la barra de herramientas del ÍO
Server MODBUS, y escojamos CVMK-h,
Topic Defirution
Jopics:Done -
Figura 13. Definición de tópico a usar- CVMK-h
A- 16
Igualmente para su configuración seleccionamos Modify, y establecemos los
siguientes valores que se muestran en la Figura 14.
MÜDBUS Topic Definition
|cVMK-h
Oom Pait , '
Slaye Device Type; 158-V384 PLC
SteveID: \g Variable Style—•—'—:—;' M " " "—
í** Ful! length fpadded wilh spaces on the end)
í~ C style (end marked by zejo byte]
IC Pascal style [fírsí byte i
r Block j^O Sises -
í BINARY
r BCD
CoiíRead; |2000 [ RégísterReact |125
CoiíV/rite: ; J800 ReisterWrfte. JlOO
Figura .14. MODBUS Topic Definition
6.- Programa en PLC(RTU)
• Ingresar a RSLogix 500.
• En el Menú Archivo seleccionar la opción de Abrir y buscar en la carpeta
SubGuaranda el archivo HMl.RSS
• En el menú Comms seleccionar la opción Download, y verificar que el PLC
esté presente. A! ejecutar esta opción, se activa automáticamente el
programa RSLinx, se puede comprobar que en la barra de tareas de
Windows en la parte inferior de la pantalla se abre un icono de RSLinx.
• Se descarga el programa.
• Elegir el modo de trabajo RUN MODE.
• Pasar del modo ONLINE a OFFLINE.
• Cerrar el programa RSLogix 500.
• Cerrar el programa RSLinx, Seleccionando el icono presente en la barra de
tareas escogiendo la opción Exit and Shutdown. Este es requisito necesario
A- 17
para enlazar al PLC con e! Intouch, sin lo cual no podemos empezar el
control.
Copiar al directorio raíz C:\l archivo helphmi.pdf, del presente manual.
Í) Mipiosoft-OfficeTooIsr
^ational Instrumente
NátuteWorídDernoSa
3 NoííonJhteinetSecuty
3 PoWetDívX'NextGerv •
UhÜlies
BSLÍnx
g Scieen Savers:
g Seiyjcíosrenirnea SampfeFdes
Shwtcuts
IftyU Apagar d istema
Figuráis. Inicio de RSLogix y RSLinx para descargar programa PLC.
^ Nota.- La opción activa anteriormente, sólo sirve para el módulo de
simulación empleado y disponible en el Laboratorio de Instrumentación
Industrial de la Escuela Politécnica Nacional,
^Atención.- Para la Subestación Guaranda- EMELBO, esta opción depende
de la Unidad Terminal Remota Que se adquiera, por cuanto ésta RTU, deberá tener
su propio Software de programación, el que permitirá efectuar dicha opción.
A- 18
7.- Operación del Interfaz.
7.1.- Accionéis de Monitoreo y Control.
Las opciones de monitoreo están siempre visibles desde el momento en que
arranca el Interfaz, el operador puede verificar el estado de la subestación, de
acuerdo a su nivel de acceso. La opción de control se ejecuta, únicamente cuando
en la pantalla de PRESENTACIÓN, se activa el switch, que permite realizar el
control "POR PANEL" o "POR COMPUTADOR".
Este dispositivo permite efectuar el control únicamente por un solo medio, es una
medida de seguridad necesaria, por cuanto se debe tener acceso desde un solo
lugar, o bien en la Sala de Monitoreo y Control, ó directamente en sitio, Paneles de
Control de la Subestación. Por lo tanto se debe tener muy en cuenta y confirmar con
ei operador de subestación, el estado del switch, para evitar cualquier
inconveniente.
En el caso de elegir envío de acciones desde la computadora, el Interfaz,
Analizador de Redes CVMK-h, y la Unidad Terminal Remota (RTU), emplea los
protocolos adecuados para enviar y recibir datos, desde y hacia el computador, para
lo cual se debe tener muy en cuenta los pasos realizados en el punto 5 de éste
manual. En caso de falla, error, o envío de datos errados, favor repetir totalmente
los pasos indicados en el punto 5.
En el control desde panel, se tienen marcadas limitaciones en cuanto a la
visualización total de la Subestación, presentación de datos y acciones a tomarse.
Se empleará Generalmente para efectuar acciones de mantenimiento, reparación
de daños, contrastación de equipos, para lo cual se implementaran, selectores de
tres posiciones con llave, para asegurar que los datos y valores que se estén
analizando a través del Interfaz, en tiempo real, sean los correctos; y nadie pueda
tener acceso a los paneles, excepto el operador de la Subestación, que en este
caso será el Operador de la Interfaz..
A- 19
Las pantallas son versátiles y de fácil comprensión, el ambiente de trabajo será para
el operador totalmente igual al existente en sitio en los paneles de control de la
subestación.
8.- Recomendaciones Generales.
8.1.- Software y Hardware
o En caso de falla o bloqueo del sistema, se debe reiniciar e! equipo, si la falla
persiste será necesario reinstalar el software tanto de Intouch, como e!
necesario para la RTU. Tener muy en cuenta las licencias de software y
hardware que poseeí sin lo cual e! sistema no operará.
o Todos los dispositivos, bajo ningún concepto pueden ser interrumpidos en su
operación, deben permanecer en funcionamiento las 24 horas del día, y se
deberá realizar un chequeo y mantenimiento periódico. Por lo tanto deberá
estar ubicado en un lugar que brinde las facilidades como un aislamiento
completo a tierra, sistema de ventilación a condiciones normales de
temperatura y humedad, sistema de carga y/o protección y regulación en
buen estado.
o En caso de desconfiguración o bloqueo total, es necesario realizar el control
desde el panel, y revisar el Interfaz, para lo que; no es necesario desconectar
la RTU, y Analizador de Redes, únicamente el Computador, dicha operación
será efectuada por personal del Departamento Técnico.
o Toda la información registrada por el Interfaz, no se eliminará
automáticamente, ésta se mantendrá. Pero es necesario que personal
capacitado actúe en caso de emergencia.
o Los respaldos de archivos de programación, ejecutables, diagramas,
archivos fuente y datos generales, reposan en el Departamento Técnico de la
EMELBO; y en el Departamento de Automatización y Control de la Escuela
Politécnica Nacional.
A- 20
8.2.- Comunicaciones
o Todo el sistema de cableado principalmente para comunicaciones deberá ser
utilizando apantallamiento y aislamiento a descargas eléctricas, señales de
radiofrecuencia, interferencia magnética, y en ío posible por conducto dentro
de la superficie del suelo,
o En caso de falla en la comunicación con los equipos, externos: primeramente
se debe verificar la alimentación hacia cada uno de éstos, de lo que se puede
caer en cuenta, eí momento en que ía UPS, empieza a enviar la señal de que
está operando a plena capacidad o por falla de alimentación. Si no es el
caso, se debe verificar todos los cables de comunicación desde los
dispositivoís hacia el Conversor RS4232-RS485, y el computador (parte
posterior), de igual manera se procede con la RTU.
o El sistema posee una ventana de "Advertencia", realizada específicamente
para realizar un barrido periódico y verificar que el estado y la comunicación
entre dispositivos está en modo óptimo. Dicha advertencia no se podrá
reponer, mientras no se realice la reparación.
o Para realizar una revisión exhaustiva del sistema de comunicaciones y/o
configuración de puertos de enlace, conversores, o sistemas de radio enlace,
favor remitir dicha acción a personal Autorizado del Departamento Técnico.
A- 21
ANEXO -B
MANUAL DE OPERACIÓN DEL MÓDULO DESIMULACIÓN
ANEXO B
MANUAL DE:. OPERACIÓN, CONEXIONES Y FUNCIONAMIENTO
DEL MÓDULO DE SIMULACIÓN DEL HMI
Edwin Bonilla
Mauro Cárdenas
B.1.- Introducción.
El Módulo de Simulación que se describe, se construyó con la finalidad de
demostrar el funcionamiento correcto de la HMI y algoritmos desarrollados
como parte del proceso de adquisición y visualización de parámetros y
variables presentes en los paneles del cuarto de control en la Subestación de
Distribución de Energía Guaranda.
Se adjuntan 11 planos con los diagramas de conexión para todos los paneles
simulados en el Módulo.
Plano 1; Vista exterior del panel de simulación.
Plano 2: Vista interior del panel de simulación.
Plano 3: Simbología
Plano 4: Diagrama multifilar, Analizador de Redes y Conversor RS485-RS232
Plano 5: Diagrama multifilar, Carga.
Plano 6; Diagrama funcional 1.
Plano 7: Diagrama funcional 2.
Plano 8: Simulación de los paneles; Cargador de Baterías y Transformador de
servicios auxiliares.
Plano 9: Simulación de los paneles: Entrada Transformador 13.8RV y Salida
Guaranda Vinchoa,
Plano 10: Simulación de los paneles exteriores: GIS 69kV/13.8kV y Entrada
Riobamba-Guaranda.
Plano 11: Conexión de Borneras.
B.2.- Consideraciones Generales.
Para el funcionamiento correcto del módulo de simulación se necesita
principalmente:
> Conexión trifásica 220/240, mas tierra.
> Transformador 220/110, presente en el módulo de simulación,
> PC con dos puertos seriales.
COM1: para conexión con e! Conversor RS485/RS232.
COM2: para conexión con el PLC Micorlogix 1000.
> Especificaciones descritas en Anexo A- Manual de Usuario,
B.3.- Descripción.
El módulo se encarga de simular únicamente seis paneles, cuatro presentes en
el cuarto de control, todos estos a nivel de la barra de distribución a 13.8KV y
dos ubicados externamente en la subestación a nivel de G9kV. Como se
describe a continuación;
> Panel 1: Baterías y Cargador
> Panel 2; Transformador de Servicios Auxiliares
> Panel 4; Entrada transformador 13.8 kV.
> Panel 5: Salida 1. Guaranda-Vinchoa 13.8kV
> Entrada Riobamba 69kV
> Entrada GIS transformador 69kV/13.8kV
La descripción de cada uno de los paneles se lo realizó en el Capítulo 2.
Es importante aclarar que todos los instrumentos de medida análogos, como:
voltajes simples o compuestos, corrientes, potencias activa y reactiva, fueron
reemplazados por el Analizador de Redes CVMk-H, dichos valores se
presentan en las pantallas de la HMI, en valor digital y en los medidores
análogos, a fin de que el operador, pueda realizar una comparación con lo
existente actualmente en la subestación. Por esta razón en el módulo
2
únicamente se encuentra un lector de voltaje del tipo galvanómetro. Los
parámetros restantes se los puede visualizar variando las opciones de
DISPLAY del Analizador de redes. La forma de conexión del CVMk-H se
muestra en el Capítulo 4 y en el Anexo C, o en www.circutor.com . La
configuración del Analizador de Redes se lo realiza de la siguiente manera.
B.3.1. Configuración del CVMk-H
Sistema de Adquisición de Datos, utilizando CVMk-H, protocolo: MODBUS
PoíntType
Coil
Coniaci.
InpuiKeg&rc-r
Holding ItegUter
* Kxl iVlemory Kegister
484
I - 9f)9
100I-1999
300 1 -35*99
400 1 -4959
584/984Iyiicro84
I - <W)
lOOOl -19999
30001 -3W9
40001 -4WÍ)
6ünCH)l-íí9Q999
e Díflít
1 - 65536
mOOOl -165536
3ÜÜÜÜI -365536
400001 -465536
60000I-69XJKX
Tag Type
Discrele
Di=crcie
Anubg
Aiialog
Aiiíílng
Access
Read^'rilc.
Rcad Only
Rcytl ünly
RenílAVrilo:
Read'Vvriic
Note A na latí taunarncs can be Jnlcsscr or R.e;il.
Con las direcciones establecidas en el protocolo MODBUS, y la siguiente tabla
de direcciones del CVMk-H, se pueden adquirir a conveniencia los valores de
las variables eléctricas medidas.
REGISTROS ASIGNADOS A LAS DISTINTAS VARIABLES QUE MIDE EL
CVMk-H
VARIABLE
FECHA.V1mA1W1varL 1varC 1PF1 (X100)
REGISTRO
DECIMAL
300023000430006
30008
30010
30012
30014
VARIABLE
V2mA2W2varL2varC2PF2(x100)
REGISTRO
DECIMAL
3001630018
30020
30022
30024
30026
VARIABLE
V3mA3W3varLSvarC 3PF3(x100)
REGISTRO
DECIMAL
3002830030
30032
30034
30036
30038
VARIABLE
Vav IEI NmAav 111W1II
varLIIIvarC IIIPF1II (x100)
Hz(x10)
REGISTRODECIMAL
30040300423004430046300483005030052
VARIABLE
VA IIIV12V23V31Vav III
REGISTRODECIMAL
3005430056300583006030062
VARIABLE
THDV1THD V2THDV3THD 11THD 12THD 13
REGISTRODECIMAL
3008630088
30090300923009430096
Las direcciones descritas, se configuran en Intouch, en la celda
correspondiente; al ítem, de cada tagname, que tenga asignado como Access
Ñame: CVMk-H.
B.3.2 Configuración y Conexiones del PLC Micrologix 1000.
Como se describió en el Capítulo 4, debido a las restricciones en cuanto a!
número de entradas discretas a utilizar en la HMI, fue necesario separar los
paneles y su programación, a fin de cubrir los requerimientos para cada caso.
Los algoritmos y programación se lo dividió de la siguiente manera. Ver plano 1
PANELES
Panel 1: Baterías y Cargador.Panel 2: Transformador de Servicios Auxiliares
Panel 4: Entrada Transformador 13.8 kV.Panel 5: Salida Guaranda Vinchoa 13.8 kV
Entrada GIS transformador 69kV/13.8kVEntrada Riobamba 69 kV
NOMBRE DEL PROGRAMA
EN RSLOGIX 500
PANEL 1
PANEL 4 Y 5
GISF
ACCESS ÑAME
INTOUCH
PANEL 1
PANEL4Y5
GISF
En el interior del módulo de simulación, se puede distinguir en la riel Din
superior, 3 posiciones para el PLC, cada una corresponde a dos paneles, en el
mismo orden descrito. Ver plano 2.
4
>
Para el Panel 1 y 2, el PLC1 debe ser ubicado y realizar las conexiones
presentes en el lado izquierdo del riel Din superior.
Para el Panel 4 y 5, el PLC2 debe ser ubicado y realizar las conexiones
presentes en el centro del riel Din superior.
> Para las entradas a 69kV, el PLC3 debe ser ubicado y realizar las
conexiones presentes en lado derecho del riel Din superior.
Las conexiones a realizarse, se encuentran debidamente indicadas con
marquillas en los cables que sobresalen la canaleta superior del módulo de
simulación. De acuerdo a los planos que se adjuntan al final de este manual.
Antes de realizar cualquier conexión se deben aislar con cinta TYPE, las
entradas (los cables) que estén marcados RO y R1, que no estén conectados al
PLC, puesto que a esas direcciones son los encargados de realizar el barrido
para determinar el estado de la conexión y comunicación con el PLC.
Únicamente deben realizar dicha opción, las entradas RO y R1 de acuerdo a la
ubicación del PLC y el/Ios paneles a simular.
Existen breaker, portafusibles ubicados en la riel DIN intermedia, asignados
uno para la fase y otro para el neutro de alimentación al PLC. De acuerdo a la
ubicación del PLC se deben cerrar dichos portafusibles, para seguridad el resto
debe encontrarse abierto, ver planos anexos para cara caso.
Para la descarga del software del PLC, se debe remitir al CD entregado en el
laboratorio de instrumentación con la programación en Intouch y en RsLogix
500. La conexión para la descarga debe ser:
> COM1: para conexión con el conversor Inteligente RS485/RS232,
encargado de adquirir los datos provenientes del CVMk-H
> COM2: para conexión con el PLC Micrologix 1000.
Una vez realizado la descarga del programa, no olvidar que es importante
arrancar los I/O server, ABKPLC, MODBUS, y arrancar el HisData de Iníouch,
para posteriormente correr el programa de Intouch.
5
B.3.3. Descripción de elementos simulados.
En todos los paneles simulados, los valores de los instrumentos de medición de
voltajes de linea y compuestos, corrientes, potencia activa / reactiva, que se
muestran a través de la HMI y del CVMk-H, son ios mismos para todos los
casos, asociados a la carga simulada; en nuestro caso un motor de 3Hp del
laboratorio de Instrumentación. De acuerdo a los planos 4 y 5.
B.3.3.1. Panel 1: Baterías y Cargador
Del panel 1 se simularon únicamente los siguientes elementos. Ver Capítulo 2 y
Capítulo 3.
> Medidor de voltaje análogo; asociado al CVMk-H y mide el voltaje de la
red de alimentación.
> Un potenciómetro indicador del punto flotante del cargador de baterías,
asociado a la fuente de DC que se encuentra en la parte inferior derecha
interna del módulo, debe encenderse la fuente de DC, para alimentar la
entrada análoga de voltaje al PLC,
> Dos selectores de 2 posiciones: carga de baterías, asociado al
accionamiento de una carga (motor), y salida de rectificador.
> Dos interruptores tipo breaker: entrada de CA y salida de emergencia,
> Luces indicadores del servicio auxiliar de AC y punto flotante.
El diagrama de conexiones se muestra completamente en el plano 8, se debe
tener en cuenta los diagramas funcionales, multifílar, de carga, vista interior del
panel, simbología y conexión de borneras. Ver planos adjuntos.
B.3.3.2. Panel 2: Transformador de Servicios Auxiliares
En este panel se simuló el sistema de alarmas. Ver Capítulo 2 y Capítulo 3.
> Sobrecogiente 69kV, esta asociado a un pulsador ubicado en ía parte
superior derecha del módulo.
> Falla de alimentación 69kV, asociado a un pulsador ubicado en la parte
superior derecha del módulo.
> Potenciómetro que simula una sobrecorriente, ubicado en la parte
superior derecha del módulo. Para su funcionamiento es necesario
encender la fuente de DC.
> Pulsador para reposición de alarmas, ubicado en el panel 2 del módulo.
> Un breaker par simular el encendido del sistema de carga de baterías.
El diagrama de conexiones se muestra completamente en el plano 8, se debe
tener en cuenta los diagramas funcionales, multifilar, de carga, vista interior del
panel, simbología y conexión de borneras. Ver planos adjuntos.
B.3.3.3. Panel 4: Entrada del transformador de servicios auxiliares.
En el módulo de simulación únicamente se accionan los interruptores para abrir
o cerrar el circuito, siempre y cuando se trabaje en la opción de modo manual.
En la opción de modo automático, en el momento de apertura del circuito, el
PLC espera 5 segundos y reconecta el circuito. Dicha opción de abrir o cerrar
el circuito esta asociada a la opción de arranque o parada del motor (carga)
para efectos de adquisición de datos de carga. Para mayor información
referirse al Capítulo 2 y 3.
El diagrama de conexiones se muestra completamente en el plano 9, se debe
tener en cuenta los diagramas funcionales, multifilar, de carga, vista interior del
panel, simbología y conexión de borneras. Ver planos adjuntos.
B.3.3.4. Panےi 5:Salida Guaranda-Vinchoa 13.8kV
En este panel, como se trata de una repetición del panel 4, únicamente se
simuló la apertura o cierre del interruptor, dicha opción está asociada al
accionamiento del motor (carga). Se ha incorporado en lugar de los relés de
sobrecorriente un detector de ausencia de tensión, simulado en un pulsador
ubicado en la parte superior derecha. Para mayor información referirse al
Capítulo 2 y 3.
El diagrama de conexiones se muestra completamente en el plano 9, se debe
tener en cuenta los diagramas funcionales, multifilar, de carga, vista interior del
panel, simbología y conexión de horneras. Ver planos adjuntos.
B.3.3.5. Entrada GIS del transformador 69kV/13.8kV
Para esta opción se realizó la simulación del accionamiento del Interruptor
(52H) y del Seccionador (89H), descrito en los diagramas unifilares en el
Capítulo 2, y en el plano de la Subestación de Distribución Guaranda. El
interruptor 52H está asociado al accionamiento del motor (carga).
El diagrama de conexiones se muestra completamente en el plano 10, se debe
tener en cuenta los diagramas funcionales, multifilar, de carga, vista interior del
panel, simbología y conexión de borneras. Ver planos adjuntos.
Además tomar en cuenta el diagrama unifilar de la subestación Guaranda, en el
Capítulo 2. para ubicar ios dispositivos tanto en el panel como en la
Subestación.
B.3.3.6. Entrada Riobamba/Guaranda.
Para esta opción se realizó la simulación del accionamiento del Interruptor
(5212), Seccionador (8912-1) y Seccionador (8912-2), descrito en los diagramas
unifilares en el Capítulo 2, y en el plano de la Subestación de Distribución
Guaranda. El Interruptor (5212) está asociado al accionamiento del motor
(carga)
El diagrama de conexiones se muestra completamente en el plano 10, se debe
tener en cuenta los diagramas funcionales, multifilar, de carga, vista interior del
panel, simbología y conexión de borneras. Ver planos adjuntos.
Además tomar en cuenta el diagrama unifilar de la subestación Guaranda, en el
Capítulo 2. para ubicar los dispositivos tanto en el panel como en la
Subestación.
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ANEXO -C
ESPECIFICACIONES RTU
Cualidades varias• RTU virtual, permite que varios centros de control supervisen distintos conjuntos de variables.• Capacidad de conexión con varios centros de control, con supervisión de las comunicaciones.• Duplicación del enlace de comunicaciones con un centro dé control.• Capacidad de consola local, centro de control local, o tablero de mando.• Múltiples protocolos con el centro de control, por ejemplo 1EC 870-5-101 balanceado.• Cualidad de nodo de comunicaciones, RTU esclavas.• Entradas digitales, simples, dobles, pulsos y contador de pulsos.• Resolución de 1 ms entre señales digitales.• Salidas digitales.con reíé intermediario, por pulso o estado, unitario o asociado.• Entradas analógicas para transductores o módulos de medida directa.•Meaida de potencia activa, reactiva, consumo y armónicas• Conexión con réle"slnteljgentesy,dD j osjíemquip,ast.de,tas-ub'estaaon•Convertidorde protocolos: j ^™1 p^ ^ ^ ?^ [
• Capacidad PLC, logrea local para realizáfTOnpjó^nesaütomaílcps^segun 1EC61131.• Puertos de comunicación posibles. RS232}rRS485*c$iernet; ffbca óptica plástica y fibra óptica de vidrio.
Formasde'surríTnistcp 1• RTU completay-con software configurado.
• Módulos de software• Capacitacion'sobre configuración, éi
'."•' 'i: •_—<•«»><-• --sn.'"-. >,-ÍI¿,..K»W ^.-an-rit/¿•í; t^-^íterv.fíSá-í-'íáíE-^i;ív4a..'-F&---i:¿.lfem^.iiíííliír iSS.'r'f.SMVí*
Pág. 2 de 4
CONTROLES S.A. Av. Rivera 3314C.P. 11300-Montevideo-URUGUAY FABRICADO EN URUGUAY
TeL: -*598 2 622 0651 -Fax: -tó98 2 622 [email protected]
B-
UNIDADES REMOTAS DE TELEGONTROL
' . • - - , - ". , . . . - ...
MÓDULOS DE HARDWARE
FuenteFRTU24V5A
CDE, (CPU)
PCíndustria!MicroprocesadorMemoria RAMDiskOnchipWatchdogEthernetDiskette 3.5Puertos RS232, RS435
^ RS232 > (^ ^._^\ ^ Centro de Controlv modem, radio, etc, j SCADA
bubrack /-^ =*/"cnnsMrrtradnr d^N ( ( /^Tarjetas de entrad^
t STS3SCk ) VU Tarjetasdesalidas )V. ^/ ^V. TSR ^
f Tarjetas de: \ pn
\saldas digitales TSR16/ °U
^ ED
^Módulos de medidas^ I, V. W VAR. kWh, fcVARh.l^anaoglcas de potencia/ FRECUENCIA, ARMÓNICAS
RS435
C Transductores \1 J
C^X S* "-N.
"arjeta de entradas \ \2 J ^ J
r - ^\t PC Dortátji. Windows NT
RS232 " I ' t- -rny-rñi— — iÑiV.U Módulo de configuración, PRCMRQ
L C^_)
GPS
Fibra óptica Centro Control remoto, SCADA^ ^ Cpntrn df? r,nptrn| Innal, Cnn^n|a
RS232 Relés de protecciónRS485 RTU esclavas
Modbus
5
CONTROLES S.A. Av. Rivera 3314 , .C,P. 11300- Montevideo - URUGUAY - FABRICADO EN URUGUAY
i, v, Vcc, vy^ ' VAR.T.Hz
Pég. 3 de 4
TeL: +598 2 622 0651Fax: +598 2 622 2048¡[email protected]
B-
UNIDADES REMOTAS DE TELECONTROL
MÓDULOS DE SOFTWARE
RTUr.Hardware
Entradas digitales —
Salidas d¡gitales-<-
Entradas analógicas—
RTU esclavasRelés ABB, DPU
Relés GEModbusOtros
T ' t- - - - -
TSSTEDTSR
TSR1&TEA-02TIN521Módulos W.VAR
Puertos seriales
i Software. i ... .
i
i fí^. [/Módulos d
MA4350^ * | MAMQOR
I WMADPURCI \MAGERQ
IIIfI
Consola (supervisiónI y mantenimiento]V MCOMRQ
Scada remotoy/o
Scada local
Pag. 4 de 4
"CONTROLES S,A. Av, Rivera 3314"C,P. 11300 - Montevideo - URUGUAY FABRICADO EN URUGUAY
Tel.: +598 2 622 0651Fax: +598 2 622 [email protected] -www.controles.com
B- 4
—r-4
TARJETA SUPERVISORA DE SUBRACK
CARACTERÍSTICAS
CPUMicroprocesadorIntel, familia MCS51
_ Programa en-ROM-RAM estáticaLed de estado, ST -
COMUNICACIONESPuerta serial RS485OptoacopíadaSeñales: RX-, RX+,TX-, RX+, HA-.HA+Leds:TX,RXyHAProtocolo BUS485
DIMENSIONESDoble eurocard, subrack de 6 UAltura: 233 mmProfundidad: 220 mmAncho: 25,4 mm
CONECTORESDIN de 32 pinos para alimentación,síncronísmoyBLJS485DIN de 64 pinos para el bus de datos
AUMENTACIÓN5 Vcc, y 24 VccLeds verdes indicadores de fuentes
CONSUMO5Vcc;5mA24Vcc:180mA
ACONDICIONES AMBIENTALESTemp. del aire: O a 45°CHR:100%SC
SINCRONISMOSeñal digital periódicaLed indicador, AUX
FUNCIÓNSupervisar y controlar las tarjetas de entradas digitales, salidas digitales ycomunicarse con el CDE.
DESCRIPCIÓNTarjeta supervisora de subrack para la familia de RTU modelo RTU587.
FUNCIONAMIENTOFunciona conectada a un subrack y en conjunto con las tarjetas TED, TSR y elconcentrador de estación, CDE.Coloca la marca de tiempo a los eventos.
Entradas digitalesInterroga en forma periódica a las tarjetas TED cada ms.Vaüda y filtra por software las señales de las entradas digitales y administra lacola de cambios.
Salidas digitalesComanda las salidas digitales, realizando las temporizaciones ycombinacionessegún la configuración.Supervisa el consumo de la fuente de las bobinas de ¡os relés para garantizarque sólo se acciona un relé porvez.Indica el estado del consumo de bobinas con leds: R>, R= R< e indica elestado de alimentación de los relés: RON, relé excitado, REN relé en ensayocon baja tensión.
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B- 5
ENTRADAS DIGITALES DE RTU
CARACTERÍSTICAS
ENTRADASCantidad: 16Tipo: digitales pasivasAisiación ópticaIndependientes entre síConsumo: 1,6 mA@ 110 VccTensión: 110 VccFiltro RC 1 msProtección de inversión por diodoantiparaleloSeñalización con led rojo para cadaentradaTensiones opcionales: 12 Vcc a 220 Vcc
DIMENSIONESDoble eurocard, subrackde 6 UAltura: 233 mmProfundidad: 220 mmAncho: 25,4mm
CONECTORESDIN de 32 pinos para las entradasDIN de 64 pinos para el bus de datos
ALIMENTACIÓN5 Vcc, desde el busLed verde indicador de fuenteConsumo 85 mA
CONDICIONES AMBIENTALESTemperatura del aire: O a 45°CHumedad relativa: 100%SC
FUNCIÓNConvertirlas señales digitales provenientes de los elementos de una estaciónde transformación en señales digitales de bajo nivel aptas para serprocesadas por una computadora industrial.
DESCRIPCIÓNTarjeta de entradas digitales para la familia de Unidades Remotas de
i elecontrol modelo RTU587.Se conecta con dos conectores a un backplane contenido en un subrack, unode los conectores es el bus interno y señales de la tarjeta TSS, el otro son lasseñales digitales que [legan desde las horneras frontales de la RTU.
FUNCIONAMIENTOSólo puede funcionar en conjunto con una tarjeta TSS que realiza lainterrogación de todas las tarjetas de entradas digitales conectadas al bus delsubrack.
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B- 6
SALIDAS DIGITALES.DE RTU
CARACTERÍSTICAS
SALIDASCantidad: 8Aislación galvánicaIndependientes entre síCapacidad de los contactos 5A@11 OVccTres contactos en serieVida útil: más de 100.000 operacionesSeñales NAy C del reléVaristorde protección en los contactosDiodo de protección en bobinaSeñalización con led rojo para cada salidaTiempo de actuación de 0,5s a 10 s
DIMENSIONESDoble eurocard, subrack de6UAltura: 233 mmProfundidad: 220 mmAncho: 50,8 mm
CONECTORESDIN de 32 pinos para salidasDIN de 64 pinos para el bus de datos
ALIMENTACIÓN5 Vcc, desde el bus24 Vcc, desde e! busLeds verdes indicadores de fuentes
CONSUMO5 Vcc: 5 m A24 Vcc: 80 mA
CONDICIONES AMBIENTALESTemperatura del aire: O a 45°CHumedad relativa: 100% SC
FUNCIÓNConvertir las señales digitales provenientes de la CPU en señales digitalesaisladas y amplificadas aptas para comandar elementos contaciores,disyuntores, etc.
DESCRIPCIÓNTarjeta de salidas digitales por relé para la familia de Unidades Remotas deTeíeconiroí modelo RTU587.Se conecta con dos conectores a un backplane contenido en un subrack, unode los conectores es el bus interno y señales de la tarjeta TSS, en el otro salenlas señales digitales que van a las borneras frontales de la RTU,
FUNCIONAMIENTOSólo puede funcionar en conjunto con una tarjeta TSS que realiza el comandode todas [as tarjetas de salidas digitales conectadas al bus del subrack.
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B- 7
I I
MODULO DE ENTRADASANALÓGICAS
CARACTERÍSTICAS
"Alimentación:12a24Vcc,25Qma
- Entradas16, flotantes con respecto a la fuente,neutro común, unipolares o bipolares.Filtro combinado porhardware/software.
- Conversión:Resolución: 11 bits más signoCiclo de barrido: 1QOmsPrecisión: 0,5% FS
- Configuración posible de entradas:0 -1 ma Q ~ 1 Q m a4 - 20 ma O - 5V0-10VOtras configuraciones consultar.
- Entradas /salidas:Borneras para cable, enchufables.
- Señalización:Por led: alimentación, estado ycomunicaciones.
- Comunicaciones y protocolos:Puerto RS485 full dúplexProtocolo CRTU o ModbusRTU
- Condiciones ambientales;Temperatura del aire: O a 45 °CHR:100%s/c
- PresentaciónCaja de riel DIN para interior detablero
- Dimensiones y peso:230 x 110 x 80 mm, 390g
FUNCIÓNConvertir 16 entradas analógicas en valores digitales y presentar dichosValores en un puerto serial Rs485.
DESCRIPCIÓNEl TEA02 es un módulo de" 15 entradas analógicas de uso generalcompatible con las RTUs del sistema de telecontrol de Controles S.A. yotros equipos.
APLICACIONES- Entradas analógicas para el sistema de íelecontrol.- Entradas para consoladores programables o sistemas SCADA
FUNCIONAMIENTO INTERNOLas 16 entradas analógicas son convertidas cada 1QOms, Se aplica unfiltrado combinado de hardware/software y sus valores se envían por elpuerto de comunicaciones. Todas las entradas comparten el mismocomún, el cual esta aislado galvánicamente de la fuente y del puerto decomunicaciones.
OPCIONES- Fuente de alimentación independiente.- Módulo de aislación galvánica para puerto RS485.- Conversar de protocolo RS232 o Fibra óptica-Trasductores y módulos de aislación analógicos.
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MODULO DE MEDIDAS DIRECTAS
CARACTERÍSTICAS GENERALESEntradas Tensión Alterna: 2Entradas Corriente Alterna: 5Entradas 4-20ma: 1Alimentación: 10 a 26 Vdc, 250 ma
•-Conversión:-11 biísmassignoTerminales barrieren entradasCumple con IEC255-5 para 1,5kV en entradasiacy Vac
SALIDARS485 protocolo BUS485
ENTRADAS DETENSION ALTERNACantidad;2Entrada Nominal: 120 VeaRango de medición: 50-150% del nominalClase: 0,5%Sobretensión: 200% Vn continuosCarga máxima: 0.5VAAisladas Galvánicamente
ENTRADAS DE CORRÍ ENTE ALTERNACantidad: 5Entrada Nominal: 6AcaRango de medición: O-150% del nominalClase: 0,5%Sobrecogiente: 2* In continuos
30*!n,10s/hCarga máxima; 0.5VAAisladas Galvánicamente
ENTRADAS DE CORRIENTE CONTINUACantidad: 1Entrada Nominal: 4-20maRango de medición: O-120% del nominalPrecisión 0,2%
SEÑALIZACIÓNPor led de alimentación, estado ycomunicaciones
PRESENTACIÓNCaja de riel DIN para interior de tablero
DIMENSIONES Y PESO260x110x100mm,700G;
CONDICIONES AMBIENTALESTemperatura: 0-55°C, HR: 0-100% s/c
FABRICADO EW URUGUAY
DESCRIPCIÓNMódulo de medidas directas combinado de tensiones y corrientes paraRTUopara uso general.
OPERACIÓNLas entradas de la tarjeta son adaptadas y convertidas cada 100 ms. Seaplica un filtro combinado de hardware/software y sus valores se envíanpor puerto de comunicaciones. Las entradas de tensión ca y corriente cason aisladas respecto al puerto de comunicaciones y a la fuente de latarjeta.
APLICACIONES TÍPICASEntradas analógicas directas para el sistema de telecontrol.Entradas de medida para controladores programares o sistemasSCADA.
OPCIONESFuente de alimentación independienteMódulo de aislacíón galvánica para puerto RS485Conversor de protocolo RS232 o Fibra ópticaProtocolo Modbus
isiaksiiiafóiid^
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B- 9
FUENTE PARA RTÜ587
CARACTERÍSTICAS
Alimentación -48, 110, 220 Vcc±2G%
Tensiones de salida•+24V.-24V +5V con cero común.
Corriente de salida+24V: 6A-24 V: 0,1 A-M5V: 3A
RegulaciónRespecto a la alimentación: mejor que ±1%Respecto a la carga; ±24V; ±6%
+5V: ±0,5%
ProteccionesFusible en la entradaLimitación electrónica de corriente
SeñalizaciónLED rojo en entradaLED verde en salidas: 24V, -24X 5V
Condiciones ambientalesTemperatura del aire: O a 45 °CFTumedad reí. 100% sin condensación
DimensionesAltura: 88,1 mm (2U)Ajeno frente; 482,6 mm (19")Ancho interior: 420 mmProfundidad: 245 mm/
•*,.P'eso: 4,7 kg
FUNCIÓNConvertirla tensión de entrada a tensión continua de± 24 Vccy 5 Vcc.
APLICACIÓNAlimentación de RTU y de equipos electrónicos en general desde fuentesdeC.C..
FUNCIONAMIENTO INTERNOConvertidor DC/DC del tipo puente asimétrico con salida en ílyback aisladoimplemeníado con MOSFETs y controlado por PWM a 50 kHz.
OPCIONESOtras tensiones de alimentación.
,
r
,
CCUTHCLES S.A. o ALIMBUTACICH
0 «3-IY
o-sv
0 4M
!
03ca
\0
420,0
FABRICADO EH URUGUAYCONTROLES S.A. Av. Rivera 3314C.P. 11300- ¡Montevideo- URUGUAY
Tal.: +598 2 622 0651Fax: +598 2 622 [email protected]
B- 10
ANEXO -D
ESPECIFICACIONES ANALIZADOR DE REDESCVMK-H
}CIRCUTOR
EQUIPOS MASTER MASTER UNITS
ANALIZADORES DE REDES POWER METER
enro
a;uoOJ-aOJi—a;
Pág./Page
7 ,
CVMk y CVMk-ITF (panel)
CVMk y CVMk-ITF (panel)
Pag./Page
11 ;
CVM-96 (panel)
CVM-96 (panel)
Pag./ Page
13 j
CVM-B, CVM-BD, CVM-SP (rail DIN)CVM-B, CVM-BD, CVM-SP (DIN rail)
™ 03
fuc:
CARACTERÍSTICAS GENERALESCOMUNES
El CVM es un analizador de redes eléctricasprogramable para montaje en panel o en rail DIN, quemide, calcula y visualiza los principales parámetroseléctricos en redes industriales trifásicas (equilibradaso desequilibradas).
Las principales ventajas que ofrece son:
- Mide 30 parámetros eléctricos
- Precisión, mide verdadero valor eficaz
- Reducido tamaño- Fácil instalación: Montaje panel o rail DIN
- Bajo coste
Dentro de los masíers se pueden distinguir lossiguientes tipos según sus características:
Montaje en panel-CVMk (144x144)
- CVM 96 (96 x96)
- CVM-DCMontaje sobre raíl DIN
- CVM-B (sin dispíay)
* • CVM-BD (con dispíay)
- CVM-SP monofásico directo
COMMON GENERAL FEATURES
The CVM is a programmable power meter thatmeasures the electrical parameters of balanceó orunbalanced three-phase eléctrica! networks,
The main advantages it offers are:
- Measures 30 parameters
- High accuracy as it measures ¡n true fí.M.S.- Low size
- Easy installation: panel or DIN rail mounting- Low cost
Among the masters, the following types can beestablished according to their features:
Panel mounting
- CVMk (144 x 144)- CVM 96 (96 x 96)- CVM -DCDIN rail mounting
- CVM-BD (without dispíay)
- CVM-BD (with dispíay)
- CVM-SP direct single-phase
MedidaLa medida se realiza en verdadero valor eficaz,
mediante tres entradas de tensión C.A. y tresentradas de corriente C.A. La medida se realiza contransformadores de corriente ... / 5 A, (entradasaisladas en el tipo ITF).
MeasuringAl! measurements are true RMS by means of three
A.C. voltage inputs and three A.C. current ínputs.Measurements are made through suitable ,../5 Acurrent transformers (insulated current inputs forthe ITF type)
Visualización
El CVM permite la visualización de hasta 43parámetros
DispíayThe CVM can display up to 43 different parameters
CIRCUTOR
PARÁMETROS
Tensión simple
Tensión compuesta
Corriente
Potencia activa
Potencia reactiva L
Potencia reactiva C
Potencia aparente
Factor de potencia
RED/ NETWORK
I_1
•
l_2
•
L3
•
TRIFÁSICA*
THREE-PHASE*
•
Fecha / Hora •
Frecuencia •
* Energía activa
* Energía inductiva
* Energía capacitiva
*
PARAMETERS
Voltage (phase-neutral)
Voltage (phase-phase)
Current
Active power
Inductive power
Capacitive power
Apparent power
Power factor
Date / Time
Frequency
* Active energy
T Inductive energy
* Capacitive energy
Datos memorizados
Memorización de ios valores máximos y mínimos deios distintos parámetros eléctricos. Puedenvisualizarse por display en cualquier momento (teclasMAX y MIN).
Data held on memory
The máximum and mínimum valúes for the differentelectrical parameters are stored by the CVMk in itsinterna! memory. They can be dispiayed al anymomentjusí pressing the MAX and MIN keys.
CVMFunción Maxímetro
También tiene incorporada lafunción de MAXÍMETRO: Semide la demanda integradadurante un períododeterminado. Se puedeprogramar:
- El parámetro a controlar(potencia activa kW, potenciaaparente kVA, ó corrientetrifásica Allí).
- El período {de 1 a 60 min).
Dicha función de maxímeíro esde ventana deslizante: siemprese muestra el valor integrado delúltimo período desde el instantede consulta
Función DISCRIMINACIÓNHORARIA
En el CVM-BD y en el CVMk, con la opción energía,se tiene tres contadores: kW.h, kvarh.L y kvarh.C(tabla - tarifa 1).
El CVMk (con el módulo opcional CVM / RED-MAX)y el CVM-BD se pueden programar TRES TARIFASde contadores (18 contadores en total de activa yreactiva) a seleccionar mediante contactos externosó mediante programación horaria en el propio CVMk(con ayuda de un PC)
Power demand meter\
The power demand meterfunction is a/so provided in theCVMk. The accumulateddemand during a user-definabletime period is measured. Thefollowing may be programmed:
- The parameter to becontrolled (active power kW,apparent power kVA or threephase current Allí)
- The time period (from 1 to 60min)
This power demand meterfunction operates with anautomatic sliding time window:the accumulated demand overthe last selected period isalways shown.
BILLING PERICOS function
Three energy meters are provided with any modulecontaining the energy option: kW.h, kvarL.h andkvarC.h (table - tariff 1)
The CVMk (with the optional CVM/RED-MAX) andCVM-BD module THREE BILLING FERIÓOS, eachone with a kW.h, kvarL.h and kvarC.h meter, can beseí, to be controlled by external contacts or by theCVMk internal dock itself (by means of a PC).
HJ CIRCUJ QP
ANALIZADORES DE REDESCVMk Y CVMk-4C
DESCRIPCIÓN
- Es un instrumento de panel de dimensionesreducidas (144 x 144 mm)
- Medición en verdadero valor eficaz.
- Memorización de los valores máximos y mínimos
- Visualización de los parámetros con escalaautomática de unidades.
- Display de LCD ó LED (tipo CVMk ó CVMk- L)
- CVMk y CVMk-ITF: Display cristal líquido, 4 dígitos(LCD)
- CVMk L y CVMk L - ITF: Display de LED (4 1/2dígitos)
- CVMk-H : Mide THD y el resto de parámetros deun CVMk estándar.
- Teclado de membrana, con 4 teclas, para el controly programación
- Dispone de 3 x 3 LED luminosos (rojo, verde yamarillo), para indicar el parámetro visualizado endisplay.
- Posibilidad de comunicación RS-232 ó RS-485(protocolo CIRCUTOR ó MODBUS ©).
El CVMk permite la visualización de hasta 30parámetros eléctricos (43 parámetros mediantemódulos expansión), mediante 3 display numéricos degrandes dimensiones. En los display se visualiza:
(Display 1) La tensión simple o compuesta de lastres fases.
(Display 2) 3 parámetros a elegir de los 30 posibles(ver tabla pág. 5).
(Display 3) 3 parámetros a elegir de los 30 posibles(ver tabla pág. 5).
CVMk AND CVMk-4CPOWER METEfíS
CONEXIÓN / CONNECTIQl
DESCRIPTION
- Pane! mounting device with low dimensions (144 x144 mm)
- True R.M.S. valué measurement
- Memorízation of both máximum and mínimumvalúes measured by the unit
- Visualizaiion of the parameters with an automaticscaling procese
- LCD or LED display type (CVMk or CVMk-L types)
- CVMk and CVMk-ITF: four-digít Hquid-crystaldisplay (LCD)
' CVMk-L and CVMk-L-ITF: four-digits LED display
' CVMk-H: Measures THD as weli as sameparameters than a standard CVMk does
- Four-key tactile-keyboard for control and settingactions
-3x3 iighting LED (red, green and yellow) toindícate the parameter being shown on display
- RS-232 or RS-485 communication optíon(CIRCUTOR or MODBUS © protocols)
The CVMk can display up to 30 different electrícalparameters ( 43 parameters with the use of expansiónmodules ) on three large numenc dísplay. On eachdisplay you can see:
(Display 1) The phase-phase or phase-neutralvoltage of the three phases
(Display 2) 3 parameters of your cholee among the30 available ones (See table, page 5)
(Display 3) 3 parameters of your cholee among the30 available ones (See table, page 5)
-7 -
]CIRCUTOR
CVM...
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS COMUNESTIPOS : CVMk, CVM-DC, CVM-HAR
COMMON GENERAL FEATURES COMUNES
TYPES: CVMk3 CVM-DC, CVM-HAR
u
roui_
•j—>u
"SCU
"OQJ
o-acu
Cuc
Circuito de alimentación
Tipos
Monofásico
Tolerancia tensión
FrecuenciaConsumo
Temperatura de trabajo
CVM...
230 a.c. ó / or400 c.a. / a.c.
240 a.c. ó / 0/-480 c.a./ a.c.
110 a.c. ó / or 230 c.a. / a.c.
+10 % / -15 %
50...60 Hz
3 a 6 VA según tipo / according to the type
0 /+50°C
Power supply circuít
Type
Single-phase
Voltage tolerance
Frequency
Consumption
Operating temperatura
Circuito de medición CVMk, CVM-HAR Measuring circuít CVMk, CVM-HAR
Tensión nominal (fase-neutro/entre fases) 500 a.c. / 865 V c.a. / a.c. Rated voltage(phase~neutral/between phases)
Otras tensiones: A través de transíormadores Other voltages: Through volt, transformers
Corriente nominal (entrada aislada en tipo ITF) /n 5A fíaíed current (Insulated inputs for the ITF type)
Sobrecarga permanente 1.2 /n Permanent overload
Consumo circuito corriente 0.6 VA Current circuit burden
Circuito de medición CVM-DC
Tensión nominal
Otras tensiones
Corriente nominal
Sobrecarga permanente
Consumo circuito corriente
50...500 V c.c. / d.c.
Consultar / On request
/n / 60 mV
1.2 /n
3 VA
Measuring circuit CVM-DC
Rated voltage
Other voltages
Rated current
Permanent overload
Current circuit burden
Clase Precisión
Tensión: 0,5 % de la lectura +/- 2 dígitos
Corriente: 0,5 % de la lectura +/- 2 dígitos
Potencias: 1 % de la lectura +/- 2 dígitos
Precisiones según condiciones de medida:
- Transí, de corriente (no incluido) y tensión directa
- Temperatura
- Factor de potencia
- Margen de medida fondo escala
Accuracy class
Voltage: 0,5 % of readout +/- 2 digits
Current: 0,5 % of readout +/~ 2 digits
Powers: 1 % of readout +/- 2 digits
Accuracy test conditions
Current transformers errors not included and dlrect voltage input -
+5 / +45 °C Temperature -
De / Up 0.5 a / to 1 Power factor within/and -
5...100 % Measurement margin at full-scale -
Características constructivas
Montaje
Conexión
Protección
Dimensiones
Peso
CVMk, CVM-DC, CVM-HAR
Superficie de panel / Panel surface
Por regleta / Connection terminal
IP 41
144 x 144 mm
0.75 / 0.67/ 0,75 kg
Constructive charactenstics
Mounting
Connection
Protection
Dimensions
Weight
Normas Standards
IEC 801, lEC 571-1, IEC 1010-1 / EN 61010-1, EN 50081, EN 50082
CVM-DC: IEC 664, VDE 0110, UL 94.
CIRCUJOR
ACCESORIOS COMUNICACIÓN
CONVERSOR RS-232 / RS-485 YCONVERSOR INTELIGENTE RS-232/RS-485
Dicho conversor permite pasarde una comunicación RS-232 auna configuración RS-485, oviceversa.
En el caso del conversorinteligente, no será necesariocontrolar la señal RTS, lo cualserá muy útil para usuarios quecomuniquen con autómatas o sedesarrollen el software decomunicación ellos mismos.
El conversor inteligente esnecesario para el software deentorno Windows
El conversor dispone de iossiguientes elementos:
• 2 bornas para alimentar elequipo (Al, A2) 220V ± 10%. c.a.
• Entrada-salida Serie RS-232(conector DB-9 hembra).
• Entrada-salida Serie RS-485macho).
CONVERSORES / CONVERSO
Conversor inteligente
Intelligent converter
Conversor
Converter
(conecíor DB-9
Características constructivas
• Equipo compacto aceptable a rail DIN 46277(EN50022).
• Posibilidad de fijación por tornillo.
• Carátula frontal de lexan.
• Bornas metálicos con tornillos «posidraft».
• Caja modular de material plástico autoexíinguiblede color blanco.
• Dimensiones
Conv. RS-232/RS-485: 70 x 70 x 85 mm.
Conv. inteligente RS-232/RS-485: 105 x 87 x 70mm
• Protección módulo empotrado; IP41
• Protección bornas: IP20.
COMMUNICATION ACCESSORIES
CONVERTER RS-232 / RS-485 ANDINTELLIGENT CONVERTER RS-232/RS-485
Thís converter ínterfaces RS-232 serial communícation with
] RS-485 and viceversa.
When an intelligent converíeris used, the signa! RTS is notrequired to be controlled, whichwill be advantageous for thoseusers who are communicatingwith PLC units or aredeveloping their owncommunícation software.
The ¡ntelligent converter isessential when working withWindows environmentsoftware.
The converter has the followcomponents:
' 2 supply termina! (A1, A2).
At220 V+/~ 10 %a.c.
• RS-232 señal Input-Output(socket connector DB-9).
• RS-485 serial Input-Output (plug connector DB-9).
Mechanícal Characteristics
• Compact equipment to fit onto symmetrica! DIN46277 (EN50022) rail.
• Possibility of fíxing it with screws.
• Front cover of lexan.
• Metallic termináis with «posidraft» screws.
• Self-extínguishing, plástic white case.
• Dímensions:
Conv. RS-232/RS-485: 70 x 70 x 85 mm.
Intell. conv. RS232/RS-485: 105 x 87 x 70 mm.
• Built ín module protection: IP41.
' Terminal protection: IP20.
Tipo / Type
Conversor RS-232/RS-485:
Conversor inteligente RS-232/RS-485:
Códigos / Codes
7 70 028
7 70 208
Pesos / Weights
0,28 kg
0,31 kg
Tipo / Type
Converter RS-232 / RS-485.
Intelligent converíer RS-232 / RS-485:
DIMENSIONES / DIMENSIONS
Conversor RS-232/RS-485
Con verter RS-232/RS/485
PIEZA DE ANCLAJEF1TTING P1ECE
DIN 46 277 (EN 50022)FIJACIÓN / FIXING
Conversor inteligente RS-232/RS-485
Intelligent converter RS-232/RS/485
- 3 6 -
ANEXO -E
ESPECIFICACIONES PLC MICROLOGIX 1000
Manual del usuario de los conlroiadores programables MicroLogix 1000
Especificaciones del controlador
Tipos de controlador
No, de catálogo
1761-Ü6AWA
1761-L32AWA
1761-L16BWA
1761-L32BWA
1761-L168WB
1761-L32BWB
1761-L16BBB
1761-L32BBB
1761-L32AAA
DescripciónControlador de entrada de CA de 10 pt,,alimentación de CAControlador de entrada de CA de 20 pt,,alimentación de CAControlador de entrada de CC de 10 pt,aumentación de CAControladar de entrada de CC de 20 pt.,alimentación de CAConírolador de entrada de CC de 10 pt.(alimentación de CCGontrolador de entrada de GC de 20 pt.,alimentación de CCControlador de entrada de CC de 10 pt.,pt,, fuente de aumentación de CCControlador de entrada de CC de 20 pt.,de 2 pt., fuente de alimentación de CCControlador de entrada de CA de 20 pt.,de 2 pt., fuente de alimentación de CA
salida de relé de 6 pt, fuente de
salida de relé de 12 pt., fuente de
salida de relé de 6 pt., fuente de
salida de relé de 12 pt, fuente de
salida de reté de 6 pt., fuente de
salida de relé de 12 pt., íuente de
FET de 4 pt., salidas de relé de 2
FET de 10 puntos y salidas de relé
triac de 10 puntos y salidas de relé
B-2
Referencia de hardware
Especificaciones generales
Descripción:
Tamaño y tipo de memoria
Voltaje de la alimentacióneléctrica
Consumo dealimentacióneléctrica
120 VC A
240 VCA
24 VCC
Corriente de arranque máximade fuente de alimentación
Alimentación de sensor de 24VCC(VCC a mA)
Carga capacitiva máx.(24 VCC del usuario)
Ciclos de alimentación eléc.
Temperatura de operación
Temperatura de almacenan!.
Humedad de operación
Vibración
Choque
Certificación de entidades(cuando ei producto o sumaterial de embalaje llevan lamarca).
Par de tornillo terminal
Descarga electrostática
Susceptibilidad radiada
Fenómeno transitorio rápido
Aislamiento
Especificaciones: 1761-L
16AWA 16BWA 32AWA 32BWA 32AM 16BBB 16BWB 32BBB 32BWB
1 K EEPROM (737 palabras de instrucción; 437 palabras de datos)
85-264 VCA 20.4-26.4 VCC
12 VA i 9 VA [ 16 VA : 24 VA ÍBVÁ Ño aplicable
Í8VÁ 26VA 22VÁ i 30VA 22 VA
Ño aplicable 5 VA 5 VA 7 VA 1 7 VA
20 A 50 A
No 200 mA No i 200 mA No aplicableaplicable aplicable j
No 200 jiF No i 200 p-Faplicable aplicable :
50,000 mínimo
Q0Ca55cC(320Fa13l°F)
-40°Ca850C(-40=Fa185°F)
5 a 95% sin condesación
Operación: 5 Hz a 2k Hz, 0.381 mm (0.015 in.) pico a pico/montado en panel 2,5 g,® 1 hr por eje
Fuera de operación: 5 Hz a 2k Hz, 0.762 mm (0.030 in.) pico a pico/5 g, 1 hr por eje
Operación: 10 g aceleración pico (montado en riel DIN 7.5 g)® (durante 11±1 ms) 3 veces encada dirección, cada eje
Fuera de operac.; 20 g aceleración pico (durante 11±1 ms), 3 veces en cada direc., cada eje
• Certificación CSA• Lisia UL* Marca CE para todas las directivas aplicables
0.9 N-m máximo (8.0 pulg.-lbs)
IEC801-2@8KV
IEC801-3 @ 10 V/m, 27 MHz - 1000 MHz
1EC801-4 @ alimentación eléctrica de 2 K V, 1 K V E/S
1500 VCA
^ El controfador montado en riel DIN es 1 g.a Los relés son sometidos a reducción de capacidad nominal de 2.5 g adicionales en controiadores de
32 pt.
B-3
Manual del usuario de los controladores programables MicroLogix 1000
Especificaciones de entrada
Descripción
Rango devoltaje
Vollaje deestadoactivado
Voltaje deestadodesactivado
Corriente deestadoactivado
Corriente deestadodesactivado
Impedancianominal
Corrientemáxima deentrada almomento delarranque
Especificación
Controladores de 100-120 VCA
79a132VCA47a63Hz
79VCAmín.132 VCA máx.
20 VCA
5.0mAmí[email protected] mA nomina! @ 120 VCA 60 Hz1 6.0 mA máx. @ 1 32 VCA 63 Hz
2.5 mA máx.
12Kohms<S50Hz10Kahms@6GHz
250 mA máx.*
Controladores de 24 VCC
15 a 30 VCC
15VCCmín.24 VCG nominal26.4 VCC máx. @ 55° C30.0 VCC máx. @ 30° C
(131°F)(86CF)
5 VCC
2,5mAmín,@15VCC8.0 mA nominal @ 24 VCC12.0mArnáx. @ 30 VCC
1 .5 mA máx.
3 Kohms
No aplicable
CD Para reducir la corriente máxima de entrada al momento del arranque a 35 mA, aplique una resistencia de 6.8 Kohm, 5 w en serie con la
entrada. Como resultado, el voltaje de estado activado aumenta a 92 VCA.
B-4
Referencia de hardware
Gráfico de reducción de capacidad normal de entrada de CC
30
25
20
vcc 15_
10-
5-
10
(501
20
|6B")
30
(86
Temperatura
40
)
C (°F)
50
(122"}
60
(14CT)
Especificaciones de salidaDescripción
Tipo
Vollaje
Corriente de carga máxima
Corriente de carga mínima
Corriente por controlador
Corriente por común
Corriente máxima de fuga de estadodesactivado
Respuesta de desactivado a activado
Respuesta de activado a desactivado
Corriente de sobretensión por punto
Relé
5a264VCA5a125VCC
Consulte la labia enla siguiente página
10.0 mA
1440 VA
8.0 A
OmA
IQmsmáx.
1 0 ms máx.
No aplicable
Especificación
MOSFET
20.4 a 26.4 VCC
1.0Aporpunto@55°C(131°F)1.5Aporpunío@30°C(86t)F)
1mA
3AparaL16BBB6 A para L32BBB
3AparaL16BBB6 A para L32BBB
1 mA
0.1 ms
1 ms
3 A durante !0ms?l
Triac
85 a 264 VGA
0.5 A por punto
10.0mA
1440 VA
2.5 A
[email protected]@264VCA
8.8 ms @ 60 Hzlfl.6ms@50H2
11.0 ms
10 A durante 25 ms^
'3í La repetición se realiza una vez cada 2 segundos a 55'' C {131;* F).
B-5
ANEXO- F
DESCRIPCIÓN DE VARIABLES PROGRAMADAS
Address Symbol Scope Description
B3:0/0B3:0/lB3:0/2B3:0/3B3:0/4B3:0/5B3:0/6B3:0/7B3:0/8B3:0/9B3:0/10B3:0/llB3:0/12B3:0/13B3-.0/14B3:0/15B3:1/Q
B3:l/2B3:l/3B3:l/4B3:l/5B3:l/6B3:l/7B3:l/8B3:l/9B3:l/10
B3:l/12B3:l/13B3:l/14B3:l/15B3:2/0B3:2/lB3:2/2B3:2/3B3:2/4B3:2/5B3:2/6B3:2/7B3:2/8B3:2/9B3:2/10B3:2/ll1:0.01:0/01:0/11:0/21:0/31:0/41:0/51:0/61:0/71:0/81:0/91:0/101:0/11N7:lN7:2N7:3N7:4N7:5N7:6N7:9
PLC LINE Global
AUX 10 Global
Aux-SobrecorrienteENCIENDE ALARMA CUANDO VALOR I>45Aenciende luz flotantePARA BARRIDO DEL PLC, Y DETECCIÓN DE ESTADO P<BATERÍACARGA
Aux- Falla 69kVENTRADA_CA1Salida EmergenciaAux2_j3obrecorrFALLA 69kvAux_control peAux_control panel
A1UMBJ301para alarmapara alarmapara alarmaEnciende alarmaok 1ok 2ok 3ok 4ok 5ok 6Auxl_BateriaAuxl_cargaAuxl_falla 69kvAuxl__entrada CAÍAuxl_salida emergenciaAuxl__bateriasAux2_bateriaAux2__cargaAuxl__Carga BateriaAux2_entrada_calAux2_salida emergenciareposiciónCARGA BATERÍASAux2__Carga bateriaAUX_SALIDA FLOTANTEluz flotanteaux__PASO FLOTANTEmemoriasimula voltaje de ceControl PCControl PanelBATERÍACARGASISTEMA DE CARGA MANUAL O AUTOMÁTICOENTRADA__CA1SALIDA DE EMERGENCIAPUNTO FLOTANTEsobrecorriente 69kvfalla alimentación 69KVcarga bateriasREPOSICIÓN
COMPENSADORAMANUALFLOTANTECOMPENSADORAMANUALsi corriente de es mayor a 45A, suena alarma
Address Symbol Scope Description
0:0/00:0/10:0/20:0/30:0/40:0/50:0/60:0/70:0.43:0S;0/03:0/15:0/23:0/33:13:1/0
3:1/23:1/3S:l/43:1/5S:l/63:1/73:1/83:1/93:1/105:1/113:1/123:1/133:1/143:1/153:2/03:2/13:2/23:2/33:2/43:2/53:2/65:2/73:2/153:33:43:5/05:5/23:5/33:5/45:5/83:5/93:5/103:5/113:65:75:83:93:105:113:123:133:143:153:165:175:183:19
BATERÍACARGAEnciende Luz sobrecorrientealarma£NTRADA_LD1Enciende LUZ pto. FlotanteSal emergencia LD1CARGA__BATOUT
Arithmetic FlagsProcessor Aritnmetic Carry FlagProcessor Arithmetic Underflow/ Overflow FlagProcessor Arithmetic Zero FlagProcessor Arithmetic Sign FlagProcessor Mode Status/ ControlProcessor Mode Bit OProcessor Mode Bit 1Processor Mode Bit 2Processor Mode Bit 3Processor Mode Bit 4Forces EnabledForces PresentComms ActiveFault Override at PowerupStartup Protection FaultLoad Memory Module on Memory ErrorLoad Memory Module AlwaysLoad Memory Module and RUNMajor Error HaltedAccess DeniedFirst PassSTI PendingSTI EnabledSTI Executingíndex Addressing File RangeSaved with Debug Single StepDH-485 Incoming Command PendingDH-485 Message Reply PendingDH-485 Outgoing Message Command PendingConnms Servicing SelectionCurrent Sean Time/ "Watchdog Sean TimeTime BaseOverflow TrapControl Register ErrorMajor Err Detected Executing UserFault Routin'MO-M1 Referenced on Disabled SlotMemory Module BootMemory Module Password MismatchSTI OverflowBattery LowMajor Error Fault CodeSuspend CodeSuspend FileActive NodesActive NodesI/O Slot EnablesI/O Slot EnablesMath RegisterMath RegisterNode Address/ Baud RateDebug Single Step RungDebug Single Step FileDebug Single Step Breakpoint RungDebug Single Step Breakpoint File
Address Symbol Scope Description
S:20S:213:22S:23S:24S:253:26S:27S:283:29S:303:31S:323:333:33/03:33/13:33/23:33/33:33/43:33/53:33/63:33/73:33/83:33/93:33/103:33/113:33/123:33/133:33/143:33/153:343:34/03:34/1S:34/23:353:363:36/83:36/93:36/103:373:383:393:403:413:423:433:443:453:463:473:483:493:503:513:52S:533:543:553:56S:573:583:593:61S:62
Debug Fault/ Powerdown RungDebug Fault/ Powerdown FileMáximum Qbserved Sean TimeAverage Sean TimeIndex RegisterI/O Interrupt PendingI/O Interrupt PendingI/O Interrupt EnabledI/O Interrupt EnabledUser Fault Routine File NumberSTI SetpointSTI File NumberI/O Interrupt ExecutingExtended Proc Status Control WordIncoming Command PendingMessage Reply PendingOutgoing Message Command PendingSelection Status User/DFlCommunicat ActiveCommunicat Servicing SelectionMessage Servicing Selection Channel OMessage Servicing Selection Channel 1Interrupt Latency Control FlagSean Toggle FlagDiscrete Input Interrupt Reconfigur FlagOnline Edit StatusOnline Edit StatusSean Time Timábase SelectionDTR Control BitDTR Forcé BitPass-thru DisabledPass-Thru Disabled FlagDH4- Active Node Table Enable FlagFloating Point Math Flag DisableLast 1 ms Sean TimeExtended Minor Error BitsDll LostSTI LostMemory Module Data File Overwrite ProtectionClock Calendar YearClock Calendar MonthClock Calendar DayClock Calendar HoursClock Calendar MinutesClock Calendar SecondsSTI Interrupt TimeI/O Event Interrupt TimeDll Interrupt TimeDiscrete Input Interrupt- File NumberDiscrete Input Interrupt- Slot NumberDiscrete Input Interrupt- Bit MaskDiscrete Input Interrupt- Compare ValuéProcessor Catalog Number PresetDiscrete Input Interrupt- Return NumberDiscrete Input Interrupt- AccumulatDiscrete Input Interrupt- TimerDiscrete Input Interrupt- TimerLast Dll Sean TimeMáximum Observed Dll Sean TimeOperating System Catalog NumberOperating System SeriesOperating System FRNProcessor SeriesProcessor Revisión
Address Symbol Scope Descrxption
S:633:64S:65S:66S:673:685:69S:703:713:72S:733:743:753:763:77S:783:793:803:813:823:83S:843:85S:86
User Program TypeUser Program Functional índexUser RAM SizeFlash EEPROM SizeChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesChannel O Active NodesDH+ Active NodesDH-f Active NodesDH+ Active NodesDH+ Active Nodes
O : O / O - Open_lbi4OTE - File #2 MAIWJ?ROG - 15
O:0/1 - Controlcircuit_bL4OTE - File #2 MAIN_PROG - 16
O:0/2 - Open_lbi5OTE - File #2 MAINJ?ROG - 17
0:0/3 - Controlcircuit_bl5OTE - File #2 MAIN_PROG - 18
0:0/4 - AutomáticoOTE - File #2 MAIN_PROG - 19
O:0/5 - Funcionamiento okOTE - File #2 MAIN_PROG - 21, 22
O:O/6 - ManualOTE - File #2 MAIN_PROG - 20
0:0/7 - Falla de faseOTE - File #2 MAIN_PROG - 23
1:0/0 - Control PCXIC - File #2 MAIN_PROG - 6
1:0/1 - Control panelXIC - File #2 MAIN_PROG - 1
1:0/2 - Cióse bi4XIC - File #2 MAIN_PROG - 8
1:0/3 - Open bi4XIC - File #2 MAIN_PROG - 8, 11
1:0/4 - Control circuit be 4XIC - File #2 MAIN_PROG - 8
1:0/5 - Control circuit bo 4XIC - File #2 MAINJPROG - 8, 11
1:0/6 - Cióse bi 5XIC - File #2 M&IN_PROG - 9
1:0/7 - Open bi 5XIC - File #2 MAIN_PROG - 9
1:0/8 - Superivisor de voltajeXIC - File #2 MAIN_PROG - 10
1:0/10 - AutomáticoXIC - File #2 MAIN_PROG - 11, 12
1:0/11 - ManualXIC - File #2 MAIN_PROG - 14
B3:0/0 - Aux_sup_voltajeOTE - File #2 MAIN_PROG - 10XIC - File #2 MAIN_PROG - 23
B3:0/l - Close_bi4XIC - File #2 MAIN_PROG - O
B3:0/2 - Open_bi4XIO - File #2 MAIN_PROG - O, 2
B3:0/3 - Auxl_Open_lbi4OTE - File #2 MAIWJPROG - OXIC - File #2 MAIN_PROG - O, 15
B3:0/4 - Aux2_pperi_lbi4OTE - File #2 MAIN_PROG - 8XIC - File #2 MAIN_PROG - 8, 15
B3:0/5 - ok 1OTE - File #2 MAIN_PROG - 15XIC - File #2 MAIN_PROG - 21
B3:0/6 - {PLC_LINEJXIC - File #2 MAINJ?ROG - O, 1, 2, 3, 4
B3:0/7 - ControlcircuitjDC4XIC - File #2 MAIN_PROG - O
B3:0/8 - Controlcircuit_bO4XIO - File #2 MAIN_PROG - O, 2
B3:0/9 - Auxl_Controlcircuit_ bL4OTE - File #2 MAIN_PROG - OXIC - File #2 MAIN_PROG - O, 16
B3:0/10 - Aux2_Controlcircuit_ bL4OTE - File #2 MAIN_PROG - 8XIC - File #2 MAIN_PROG - 8, 16
B3:0/ll - ok 2OTE - File #2 MAIN PROG - 16
XIC - File #2 MAIN_PROG - 21B3:0/12 - Aux_control pe
OTE - File #2 MAIN_PROG - 6XIC - File #2 MAIN__PROG - O, 1, 2, 3, 4
B3:0/13 - Aux_control panelOTE - File #2 MAIN_PROG - 7XIC - File #2 MAIN_PROG - 8, 9, 10, 11, 12, 14
B3:0/14 - {AUX_IO}XIC - File #2 MAIN_PROG - 21
B3:l/l - Close_bi5XIC - File #2 MAIN_PROG - 1
B3:l/2 - Open_bi5XIO - File #2 MAINJPROG - 1
B3:l/3 - Auxl_Open_lbi5OTE - File #2 MAIN_PROG - 1XIC - File #2 MAIN_PROG - 1, 17
B3:l/4 - Aux2_Open_lbi5OTE - File #2 MAIN_PROG - 9XIC - File #2 MAINJ?ROG - 9, 17
B3:l/5 - ok 3OTE - File #2 MAIN__PROG - 17XIC - File #2 MAIN_PROG - 22
B3:l/9 - Auxl_Controlcircuit_ bL5XIC - File #2 MAIN_PROG - 18
B3:l/ll - ok 4OTE - File #2 MAIN_PROG - 18XIC - File #2 MAINJPROG - 22
B3:l/12 - automáticoXIC - File #2 MAINJPROG - 2, 3
B3:l/13 - Auxl_AutomáticoOTE - File #2 MñJN_PROG - 3XIC - File #2 MAIN_PROG - O, 19
B3:l/14 - Aux2_AutomáticoOTE - File #2 MAIN_PROG - 12XIC - File #2 MAIN_PROG - 8, 19
B3:l/15 - ok5OTE - File #2 MAIN_PROG - 19XIC - File #2 MAIN_PROG - 22
B3:2/0 - Auxl_ManualOTE - File #2 MAIN_PROG - 4XIC - File #2 MAIN_PROG - O, 20
B3:2/l - Aux2_automáticoOTE - File §2 MAIN_PROG - 13XIC - File #2 MAIN_PROG - 8
B3:2/2 - Auxl_automaticoOTE - File #2 MAIN_PROG - 5XIC - File #2 MAIN__PROG - O
B3:2/3 - ManualXIC - File #2 MAIN_PROG - 4
B3:2/4 - Aux2_ManualOTE - File #2 MAIN__PROG - 14XIC - File #2 MAINJPROG - Q, 20
B3:2/5 - ok6OTE - File #2 MAIN_PROG - 20XIC - File #2 MAINJPROG - 22
T4:0 - TON - File #2 MAIN__PROG - 2T4:0/DN - Tiempo de espera 5seg. Modo automático
XIC ~ File #2 MAINJPROG - 5T4:l - TON - File §2 MAIN_JPROG - 11T4:1/DN - Espera 5seg. automático
XIC - File #2 MAIN PROG - 13
Address Symbol Scope Description
B3:0/l Close_i3B3:0/2 Open_i3B3:0/3 Auxl_0pen_li3B3:0/4 Aux2_0pen_li3B3:0/5 ok 1B3:0/6 PLC_LINE GlobalB3:0/7 Close_sec23B3:0/8 Open_sec23B3:0/9 Auxl_0pen_lsec23B3:0/10 Aux2_0pen_lsec23B3.-0/11 ok 2B3:0/12 Aux_control peB3:0/13 Aux__control panelB3:0/14 AUXJCO GlobalB3:1/0 Close_secl4B3:1/1 Open_sscl4B3:1/2 Auxl_open_lsecl4B3:1/3 Aux2_Open_lsecl4B3:l/4 Close_i4B3:l/5 Open__i4B3:1/6 Auxl_Open_lÍ4B3:1/7 Aux2_Open_li4B3:1/8 Close_sec24B3:1/9 Open_sec24B3:l/10 Auxl_Open_lsec24B3:1/11 Aux2_Open_lsec24B3;l/12 ok 3B3:l/13 ok 4B3:l/14 ok 51:0/0 Control PC1:0/1 Control panelO: O/O Open__li3 1° visualizador0:0/1 Open_lsec23 2° visualizadorO:0/2 open_lsecl4O:0/3 Open_li4O:0/5 Funcionamiento ok3:0 Arithmetic FlagsS:0/0 Processor Arithmetic Carry Flag3:0/1 Processor Arithmetic Underflow/ Overflow Flag3:0/2 Processor Arithmetic Zero Flag3:0/3 Processor Arithmetic Sign FlagS:l Processor Mode Status/ ControlS:l/0 Processor Mode Bit O3:1/1 Processor Mode Bit 13:1/2 Processor Mode Bit 23:1/3 Processor Mode Bit 33:1/4 Processor Mode Bit 4S:l/5 Forces Enabled3:1/6 Forces Present3:1/7 Comms Active3:1/8 Fault Override at Powerup3:1/9 Startup Protection Fault3:1/10 Load Memory Module on Memory Error3:1/11 Load Memory Module Always3:1/12 Load Memory Module and RUN3:1/13 Major Error Halted3:1/14 Access Denied3:1/15 First Pass3:2/0 STI Pending3:2/1 STI Enabled3:2/2 STI Executing3:2/3 índex Addressing File Range3:2/4 Saved with Debug Single Step3:2/5 DH-485 Incoming Command Pending
TagName TagType Group
$AccessLevel$AlarmLogging$AlarmPrinterError$AlarmPrinterNoPaper$AlarmPrínterOffline$AlarmPrinterOverflow$ApplicationChanged$ApplicationVersion$ChangePassword$ConfigureUsers$Date$DateString$DateTime$Day$HistoricalLogging$Hour$InactivityTimeout$InactivityWarning$LogicRunning$Minute$M6nth$Msec$NewAlarm$ObjHor$ObjVer$0perator$OperatorEntered$PasswordEntered$Second$StartDdeConversations$System$Time$TimeString$YearAlceAlarm_lAlarm__2Alum_ielAlumbrado_d2automatico4automáticosBajapresion_12Bajonivel_12Bateria_icclCargabateria_d2Chargesys_slClose_jbi4Close_bi5Close_bi6Close_bi7Close_bi8Close_i3Close_i4Close_i5Close_i6Close_secl4close_sec!5cióse sec!6
SystemlntROSystemDiscSysteíaDiscROSystemDiscROSystemDiscROSystemDiscROSystemDiscROSystemRealROSystemDiscSystemDiscSystemlntROSystemMsgROSystemRealROSystemlntROSystemDiscSystemlntROSystemDiscROSystemDiscROSystemDiscSystemlntROSystemlntROSystemlntROSystemDiscSystemlntROSystemlntROSystemMsgROSystemMSGSystemMSGSystemlntROSystemDiscAlarmGroupSystemlntROSystemMsgROSystemlntRODDERealRODDEDiscRODDEDiscMemoryDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDisc
panellpanellpane!2$System$System$System$Systempane!2$System$System$System$System$System$System$System$System$System$System$System$System$System$System$System$System
TagName
close_sec23Close_sec24Close_sec25Close_sec26Compen_blCOMPENSADORAcontadorCONTROLJPANELCONTROL_PCControll_ilControl2_ilControle! rcuit_bC4Controlcircuit_bC5Controlcircuit_bC6Controlcircuit_bC7Controlcircuit_bC8Controlcircuit_bL4Controlcircuit__bL5Controlcircuit_bL6Controlcircuit_bL7Controlcircuit_bL8Controlcircuit_b04Controlcircuit_b05Controlcircuit_b06Controlcircuit_b07Controlcircuit_b08Entrada_dClEquipol38_d2ESTADO_CVMKESTADO_PLCFlFalimen_lca2Falimenl38_lcc2Falimen69_lcc2FLOTANTEFlotantejDlFmotor_12Ftransfor_12FUNCIONAMIENTO_OKHistTrendHistTrendPenScaleInput_icalIO_COMUNICACIONjhis_d2MANUALManual_blmanual 4manual 5Open__bi4Open__bi5Open_bi6
TagType Group
_Open_bi8Open_i3Open_jL4Open__i5Open__i6Open_lbi4
DDEDisc $SystemDDEDisc $SysteraDDEDisc $SystemMemoryDisc $SystemDDEDisc panellDDEReal $SystemMemoryReal $SystemDDEDiscRO $SystemDDEDiscRO $SystemDDEDisc $SystemMemoryDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDiscRO $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $Sys.temDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemMemoryDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEReal $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc pane!2DDEReal $SystemDDEDisc panellDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDiscRO $SystemHistoryTrend $SystemMemorylnt $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEReal $SystemDDEDiscRO $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $System_DDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $SystemDDEDisc $System
TagName TagType Group
Open_lbi5Open_lbi6Open_lbi7Open_lbi8Open_li3Open_li4Open_li5Open_li6Open_lsecl4Open_lsecl5Open_lsecl6Open_lsec23Open__lsec24Open_lsec25Open_lsec26Open_secl4Open_secl5Open_secl6Open__sec23Open_sec24Operi_sec25Open_sec26operar io_inputOutput_JLelPage_downPage_uppanellpane!2password_inputPLC_LINEARectout_salRectout_svlreposiciónrepuesto_d2Sobrecorrl38_12Sobrecorr69_12S ob r e t emp_l 2TKRDETHD1tomas I_d2VIVl_lVI ceVout?LC
DDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscRODDEDiscRODDEDiscRODDEDiscRODDEDiscRODDEDiscRODDEDiscRODDEDiscRODDEDiscROMemoryDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscMemoryDiscMemoryMsgDDEDiscMemoryDiscMemoryDiscAlarmGroupAlarmGroupMemoryMsgDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscDDEDiscMemoryRealDDERealDDEDiscDDERealDDERealDDERealRODDERealRO
$System$System$System$System$ System$Systera$ System$System$System$System$System$System$ System$Systeiu$System$ System$ System$ System$System$ System$ System$Systera$ System$ System$System$ System$ System$ System$System$System$System$ System$System$ System$ Systempane!2$ System$ System$System$ System$ System$Systempanell$ System
