DISEÑO DE GESTIÓN REMOTA EN SUBESTACIONES: LA RAMADA, HIGUERAS Y
CHIQUINQUIRÁ DE LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ S.A E.S.P
MANUEL DANILO SIERRA TORRES
UNIVERSIDAD SANTO TOMÁS
Facultad de Ingeniería Electrónica
Tunja, Colombia
2017
Diseño de Gestión Remota en Subestaciones: La Ramada, Higueras y Chiquinquirá de la
Empresa de Energía de Boyacá
Presentado por:
Manuel Danilo Sierra Torres
Trabajo presentado a la Facultad de Ingeniería Electrónica de la Universidad Santo Tomas,
Para obtener el título de:
Ingeniero Electrónico
Director
Ing. Óscar Eduardo Umaña Méndez
Codirectora
Ing. Angélica María Salazar Madrigal
Semestre II, 2017
Exoneración de responsabilidades
Las ideas expresadas en esta monografía
Son responsabilidad exclusiva del autor,
No es la opinión de la universidad Santo Tomás
O Facultad de Ingeniería Electrónica
Nota de aceptación
Observaciones
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______________________________________________
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Firma Decano
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Firma primer Jurado
____________________________
Firma Segundo Jurado
___________________________
Firma Director
___________________________
Firma Director
___________________________
Firma Codirectora
Tunja, Agosto del 2017
Dedico este trabajo en primera instancia a Dios, quien me ha dado la vida
y la oportunidad de llegar hasta este punto, al igual, me ha dado la sabiduría
y fortaleza para afrontar y superar las dificultades presentadas a lo largo de
mi desarrollo, a mis padres, quienes me han dado todo lo necesario, han
depositado su entera confianza en mí y quienes se encargaron de colocar su
mayor empeño para hacer de mí una buena persona, a mis familiares, amigos
y a todas las personas que contribuyeron en este paso tan importante paso
para mi vida.
Agradecimientos
A Mi Familia y Amigos.
Principalmente a mis padres quienes con tanto esfuerzo y dedicación lograron darme un
empujón hacia la vida de adulto, contribuyendo de mil maneras para que este sueño fuera posible.
Mi madre, mi compañera, mi alcahueta, mi compinche, una mujer enteramente trabajadora y
entregada a su familia, siempre encontró la palabra indicada para cada situación, de aliento, una
felicitación o un merecido regaño, gracias por estar en mi vida madre.
Mi padre, aquel hombre duro y correcto en sus cosas que a pesar de tener apariencia de hombre
fuerte es un pilar de cariño para su familia, un hombre lleno de conocimientos que desde muy niño
quise imitar para seguir sus pasos, siempre me apasionó sus gustos, sus acciones, su labor siendo
mi ejemplo de vida y el principal pilar de lo que soy hoy como persona.
Mi hermanito, o bueno ya hermanote que con su cariño y palabras de aliento siempre supo cómo
consolarme y llevarme hacia delante, a pesar de ser solo un niño con su pensamiento de adulto que
en innumerables ocasiones demostró una madurez envidiable y un carácter determinante, poco a
poco se convirtió en mi mejor amigo y consejero.
Mi abuelo, Manuel Sierra (QEPD) hoy solo quiero brindarle palabras de agradecimiento por
forjar mi carácter, por enseñarme que la vida no es fácil como se cree, por siempre creer en mí y
esperar verme en lo más alto, hoy por motivos de la vida y el destino no me puedes acompañar,
pero sé que desde el cielo me sigues mirando, guiando y acompañando.
A mis demás familiares, compañeros de universidad y amigos de toda la vida, quiero que sepan
que fueron pieza clave en este rompecabezas que hoy por fin logro armar de la mejor manera
posible, muchas gracias por todas aquellas veces que se preocuparon por mi o me alentaron de
alguna manera.
A Mis Compañeros y Docentes
A los docentes de la facultad, quienes fueron fundamentales en el proceso de aprendizaje y los
cuales con cada una de su forma de ser fueron contribuyendo con un granito de arena en la
formación tanto profesional como personal que ahora con orgullo porto en mí.
A La Facultad de Ingeniería Electrónica de la Universidad Santo Tomás en cabeza de su decano
Ing. Camilo Ernesto Pardo Beainy, por su respaldo y acompañamiento durante este proceso de
formación.
A mis tutores por la dedicación, acompañamiento, respaldo, asesoría y enseñanza brindada para
poder llevar a feliz término este proyecto.
Finalmente, y no menos importante a mis amigos y compañeros quienes me enseñaron que no
todas las personas piensan del mismo modo y por tanto todas las opiniones serán siempre
diferentes, por esta razón debemos rescatar los aspectos positivos de cada una para obtener un
resultado más fuerte y robusto. Gracias a todos muchachos.
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN ..................................................................................................................................... 1
INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................... 2
JUSTIFICACIÓN ........................................................................................................................... 3
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................................................... 4
Definición del problema ......................................................................................................... 4
Delimitación del problema ...................................................................................................... 4
Formulación de preguntas ....................................................................................................... 5
OBJETIVOS ................................................................................................................................... 6
Objetivo general ...................................................................................................................... 6
Objetivos específicos .............................................................................................................. 6
METODOLOGÍA ........................................................................................................................... 8
CAPÍTULO I .................................................................................................................................. 9
1. Marco empresarial EBSA ....................................................................................................... 9
1.1 Historia de la empresa de energía de Boyacá S.A E.S.P. ................................................. 9
1.2 Visión EBSA .................................................................................................................. 10
1.3 Misión EBSA ................................................................................................................. 10
1.4 Objeto social EBSA ....................................................................................................... 10
CAPITULO II ............................................................................................................................... 12
2. Criterios generales de un sistema eléctrico ........................................................................... 12
2.1 Generación ..................................................................................................................... 12
2.2 Transporte....................................................................................................................... 13
2.3 Distribución – consumo ................................................................................................. 13
2.4 Protecciones de un sistema eléctrico .............................................................................. 13
2.4.1 Relés ........................................................................................................................ 14
CAPITULO III .............................................................................................................................. 16
3. Equipos y normas a utilizar................................................................................................... 16
3.1 Servidor de puertos iDS24GF ........................................................................................ 16
3.1.1 Especificaciones técnicas ........................................................................................ 17
3.2 Servidor de comunicaciones Viola M2M Gateway ....................................................... 18
3.2.1 Características principales: ..................................................................................... 19
3.3 Fibra óptica ..................................................................................................................... 19
3.4 Redes virtuales VPN ...................................................................................................... 21
3.4.1 Ventajas de los usos de redes privadas VPN .......................................................... 21
3.4.2 Seguridad en las redes privadas virtuales con usuarios remotos ............................ 22
3.5 Estándares utilizados ...................................................................................................... 23
3.5.1 Modbus ................................................................................................................... 23
3.5.2 NORMA IEC 61850 ............................................................................................... 24
CAPITULO IV.............................................................................................................................. 25
4. Ingeniería y ejecución del proyecto ...................................................................................... 25
4.1 Recopilación de información en las subestaciones ........................................................ 25
4.2 Especificaciones técnicas de los relés: ........................................................................... 25
4.2.1 RELÉ SIEMENS 7SJ61/2....................................................................................... 26
4.2.2 RELÉ SIEMENS 7SA52 ........................................................................................ 29
4.2.3 RELÉ SIEMENS 7UT61 ........................................................................................ 31
4.2.4 RELÉ ABB REF 541 .............................................................................................. 33
4.2.5 RELÉ MICOM P12X ............................................................................................. 35
4.2.5 RELÉ MiCOM P14X .............................................................................................. 39
4.2.6 RELÉ MICOM P63X ............................................................................................. 41
4.2.7 RELÉ GENERAL ELECTRIC 750/760 ................................................................. 42
4.2.8 RELÉ GENERAL ELECTRIC 745 ........................................................................ 44
4.3 Ubicación espacial de las subestaciones ........................................................................ 46
4.3.1 Subestación Chiquinquirá ....................................................................................... 46
4.3.2 Subestación Higueras .............................................................................................. 47
4.3.3 Subestación La Ramada .......................................................................................... 49
CAPITULO V ............................................................................................................................... 51
5. Diseño de un sistema de comunicaciones industriales ......................................................... 51
5.1 Diseño............................................................................................................................. 51
5.2 Asignación de datos ....................................................................................................... 52
5.3 Esquemas de conexión ................................................................................................... 54
CONCLUSIONES ........................................................................................................................ 59
RECOMENDACIONES ............................................................................................................... 61
REFERENCIAS ............................................................................................................................ 62
ANEXOS ...................................................................................................................................... 64
Lista de figuras
Pág.
Figura 1: Esquema unifilar de un sistema eléctrico de potencia ................................................... 12
Figura 2: Secuencia de respaldo en caso de fallas en un sistema eléctrico ................................... 13
Figura 3: Ejemplo de ubicación de las protecciones ..................................................................... 14
Figura 4: iDS24GF ........................................................................................................................ 16
Figura 5: Viola M2M Gateway ..................................................................................................... 18
Figura 6: Parte frontal de relé SIEMENS 7SJ61/2 ....................................................................... 26
Figura 7: Partcode SIEMENS 7SJ61/2 ......................................................................................... 27
Figura 8: Parte posterior de relé SIEMENS 7SJ61/2 .................................................................... 28
Figura 9: Recomendación BUS485 SIEMENS (Conexión línea azul) ......................................... 28
Figura 10: Parte frontal de relé SIEMENS 7SA52 ....................................................................... 29
Figura 11: Part Code SIEMENS 7SA52 ....................................................................................... 30
Figura 12: Parte posterior de relé SIEMENS 7SA52.................................................................... 31
Figura 13: Parte frontal de relé SIEMENS 7UT61 ....................................................................... 31
Figura 14: Part Code SIEMENS 7UT61 ....................................................................................... 32
Figura 15: Parte posterior de relé SIEMENS 7UT61 ................................................................... 33
Figura 16: Parte frontal de relé ABB REF 541 ............................................................................. 33
Figura 17: Parte posterior de relé ABB REF 541 ......................................................................... 35
Figura 18: Parte frontal de relé MICOM 12X .............................................................................. 35
Figura 19: Parte posterior de relé MiCOM 12X ........................................................................... 36
Figura 20: Características de los Protocolos habilitados en los relés MiCOM ............................ 38
Figura 21: Recomendación BUS485 MiCOM .............................................................................. 38
Figura 22: Recomendación K-BUS MICOM ............................................................................... 39
Figura 23: Parte frontal de relé MiCOM P14X ............................................................................ 39
Figura 24: Parte posterior de relé MICOM P14X ......................................................................... 40
Figura 25: Parte frontal de relé MICOM P63X ............................................................................ 41
Figura 26: Parte posterior de relé MICOM P63X ......................................................................... 42
Figura 27: Parte frontal de relé General Electric 750/760 ............................................................ 43
Figura 28: Parte posterior de relé General Electric 750/760......................................................... 43
Figura 29: Recomendación BUS485 General Electric ................................................................. 44
Figura 30: Parte frontal de relé General Electric 745 ................................................................... 44
Figura 31: Parte posterior de relé General Electric 745 ................................................................ 45
Figura 32: Subestación Chiquinquirá............................................................................................ 46
Figura 33: Subestación Higueras .................................................................................................. 48
Figura 34: Subestación La Ramada .............................................................................................. 49
Figura 35: Diseño sistema de comunicaciones industriales .......................................................... 51
Figura 36: Esquema de comunicaciones Edificio – Subestación .................................................. 55
Figura 37: Esquema de buses subestación Higueras..................................................................... 56
Figura 38: Esquema de buses subestación La Ramada ................................................................. 57
Figura 39: Esquema de buses subestación Chiquinquirá .............................................................. 58
Lista de tablas
Pág.
Tabla 1: Información de Comunicaciones Relé ABB REF 541 ................................................... 34
Tabla 2: código y nombre de las líneas existentes en la subestación Chiquinquirá ..................... 47
Tabla 3: código y nombre de las líneas existentes en la subestación Higueras ............................ 48
Tabla 4: Código y nombre de las líneas existentes en la subestación La Ramada ....................... 50
Tabla 5: Diseño y asignación de datos subestación La Ramada ................................................... 52
Tabla 6: Diseño y asignación de datos subestación la Higueras ................................................... 53
Tabla 7: Diseño y asignación de datos subestación Chiquinquirá ................................................ 54
1
RESUMEN
En el presente documento se expresa el diseño de un sistema de gestión remota de protecciones
para la Empresa de Energía de Boyacá, cuya necesidad surge del “Profesional de Operación y
Mantenimiento”, ya que este necesita mantenerse informado de los sucesos que se presentan en
cada una de las sub-estaciones y para esto es necesario el desplazamiento a cada una de ellas.
Generalmente cuando se requiere descargar información de una protección, en este caso un relé,
dentro de una subestación, se solicita a un profesional encargado dirigirse hasta este punto, allí se
recopila información como, fecha y hora de los últimos eventos, oscilografías, valores de
corrientes, valores de voltajes y otras variables que dependen de la función y configuración del
relé.
En este caso buscamos que mediante un sistema de gestión remota realizado entre las
subestaciones La Ramada, Higueras, Chiquinquirá y el edificio administrativo de la EBSA, se
pueda evitar el desplazamiento de personal teniendo el mismo acceso, control y visualización de
las variables que el desee, sin tener que estar presente en las Sub-estaciones logrando realizar la
descarga de información y la configuración de variables de forma rápida y precisa.
2
INTRODUCCIÓN
La energía eléctrica recorre un largo camino desde su generación hasta su consumo, en todo él
se debe garantizar un suministro continuo y de calidad a los consumidores. El problema que se
presenta es la imposibilidad técnica de evitar los fallos que se producen en la red, es por esto que
las subestaciones cuentan con un sistema de protección cuya función es minimizar los efectos
derivados de dichas faltas que se presentan de manera imprevista y aleatoria.
Cada vez que el sistema de protecciones actúa, deja un registro de datos en los que facilita a un
profesional encontrar los motivos o causas de este evento, siendo esta la función de los ingenieros
vinculados a la oficina de operación y mantenimiento de la EBSA.
3
JUSTIFICACIÓN
En el ciclo de la energía eléctrica, generación, transmisión, distribución y consumo, se producen
constantes fallas o eventos que traen como consecuencia cortes en el suministro eléctrico, bien sea
del carácter de los mili segundos o más prolongados.
Es una de las funciones del personal de operación y mantenimiento estar al pendiente de cuando,
como y porque se producen dichos eventos, e intentar evitarlos a futuro. Para el análisis de estos
eventos estos deben desplazarse a la subestación implicada para descargar la información necesaria
y así realizar un análisis detallado que permita establecer las causas y posibles soluciones.
El desplazamiento a estas subestaciones puede durar entre 15 minutos hasta 12 horas, lo cual
se consideraría como una pérdida de tiempo, riesgo en carretera y pérdidas monetarias para la
empresa. Por estas razones se plantea una manera de realizar estas tareas sin tener que hacer
presencia en las subestaciones.
El sistema de gestión remota permite acceder a todos y cada uno de los relés en funcionamiento
de cualquier subestación, gracias a esto se accede a información y se realizan ajustes en las
protecciones desde el edificio administrativo de la EBSA, donde se encuentra ubicada la oficina
del personal de operación y mantenimiento.
4
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Definición del problema
Teniendo en cuenta que existen 88 Sub-estaciones y algunas de ellas se encuentran en
municipios Boyacenses retirados de la ciudad de Tunja, cada una de ellas cuenta con un promedio
de 20 elementos de protección en las líneas de transmisión denominados relés, los cuales
almacenan información, cada vez que se presenta una interrupción en el suministro de energía
eléctrica, la EBSA solicita al personal de Operación y Mantenimiento viajar hasta la sub-estación
implicada, y posteriormente realizar la descarga de información para establecer las posibles causas
de dicha interrupción.
Ya que son frecuentes las interrupciones del suministro de energía eléctrica a nivel del
departamento de Boyacá, y el desplazamiento a las subestaciones puede llegar a tardar hasta 24
horas, la EBSA busca una manera de hacer estos procesos más eficientes y reducir gastos en
desplazamiento y viáticos.
Delimitación del problema
Actualmente la EBSA cuenta con siete subestaciones comunicadas por medio de gestión
remota, Puerto Boyacá, Guateque, Donato, Paipa, San Antonio, Boavita y Santa María, a futuro
está proyectado que el 100% de las subestaciones se encuentren comunicadas de tal manera.
Por medio de este proyecto realizaremos el diseño para la comunicación de tres subestaciones
más, para un total de 10 de las 88 existentes.
5
Formulación de preguntas
¿En qué medida favorece el proyecto a la EBSA?
¿Cuánto tiempo requiere la descarga de eventos de un relé antes de la
implementación de este diseño?
¿Cuánto tiempo requiere la descarga de eventos de un relé después de la
implementación de este diseño?
¿Qué importancia tiene la descarga de información de los relés en el desempeño y
progreso de la Empresa de Energía de Boyacá?
6
OBJETIVOS
Objetivo general
Diseñar un sistema de comunicaciones industriales para la realización de gestión remota entre
los relés ubicados en las subestaciones de La Ramada, Higueras y Chiquinquirá con la oficina del
Profesional de Operación y Mantenimiento, para evitar el desplazamiento de personal entre estas.
Objetivos específicos
1. Analizar las diferentes funciones de las protecciones instaladas en las subestaciones
eléctricas de la EBSA, en este caso relés.
2. Identificar los diferentes softwares utilizados para la recopilación de información
como, fecha y hora de los últimos eventos, oscilografías, valores de corrientes, valores de
voltajes y otras variables que dependen de la función y configuración del relé.
3. Considerar una reducción en el tiempo empleado para el desplazamiento a una
subestación y la respectiva descarga de información.
4. Detallar la topología de red con la que cuenta la Empresa de Energía de Boyacá
para realizar el sistema de gestión remota de protecciones en los relés.
5. Analizar y diseñar un sistema que permita obtener una comunicación óptima y
confiable entre el edificio administrativo de la EBSA y las subestaciones, La Ramada, Higueras
y Chiquinquirá.
7
6. Seleccionar cuales equipos son los más adecuados para el sistema de
comunicaciones que es requerido por la Empresa de Energía de Boyacá S.A E.S.P.
8
METODOLOGÍA
El trabajo propuesto es modalidad pasantía que se realiza en la Empresa de Energía de Boyacá
S.A E.S.P en el área, profesional de operación y mantenimiento, enfocado en el diseño de un
sistema de comunicaciones capaz de agilizar y mejorar las funciones de dicha área.
El personal de operación y mantenimiento a cargo del ingeniero Hernán Agudelo, indica cual
es el objetivo y la misión del proyecto, paso seguido se procede a investigar las diferentes,
funciones, hojas técnicas, protocolos de comunicación posibles, de todos los elementos
involucrados en dicho proyecto.
Una vez ya tenemos la información necesaria realizamos el diseño más apropiado del sistema
de comunicaciones, teniendo en cuenta los equipos existentes en EBSA y los que encontramos
disponibles en el mercado.
Con el diseño listo se solicita a aprobación del presupuesto para la compra de todos los recursos
y materiales para la completa implementación del proyecto. Y por último se implementa y prueba
el proyecto para culminar con nuestras funciones.
9
CAPÍTULO I
1. Marco empresarial EBSA
1.1 Historia de la empresa de energía de Boyacá S.A E.S.P.
“La Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., fue constituida mediante escritura pública 268
del 9 de febrero de 1955 en la Notaria Quinta del Círculo de Bogotá y su régimen se encuentra
establecido especialmente en las leyes 142 y 143 de 1994.
Es una empresa de servicios públicos, domiciliarios, mixta, de nacionalidad colombiana,
anónima, constituida como sociedad por acciones, está sometida al régimen general de servicios
públicos domiciliarios y desarrolla su actividad en ámbito del derecho privado como empresa
mercantil.
Con cincuenta y siete años de historia en Boyacá, la empresa de energía de Boyacá S.A E.S.P.
es catalogada como una de las empresas más importantes de la región. Desde 1954 la empresa de
energía de Boyacá S.A E.S.P. contribuye al desarrollo de la región, comercializando energía,
ejecutando proyectos eléctricos y creando valor para sus accionistas, con lo cual ha logrado
excelentes niveles de servicio.
El crecimiento de la empresa de energía de Boyacá S.A E.S.P. se refleja en su gestión sobre el
sistema de distribución, con inversiones significativas que benefician áreas rurales y urbanas en
los 123 municipios de Boyacá. En el negocio de comercialización, su gestión de traduce en altos
índices de recaudo, incremento en número de clientes y aumento en las ventas. Actualmente el
mercado de Boyacá cuenta con 377.206 clientes, de los cuales el 99.9 % son atendidos por empresa
10
de energía de Boyacá S.A E.S.P. y solamente 138 clientes son atendidos por otros
comercializadores.” (Industrias de Colombia, 2012)
1.2 Visión EBSA
“Seremos la empresa líder, que operará el sistema de distribución de electricidad más seguro y
confiable de Colombia, reconocida por sus altos estándares en la gestión integral, la innovación y
el incremento permanente de su participación en el sector eléctrico.” (Industrias de Colombia,
2012)
1.3 Misión EBSA
“Somos una empresa de servicios públicos que genera progreso y bienestar mediante la
distribución y comercialización de energía eléctrica, que satisface las necesidades de sus clientes
en forma competitiva y crea valor a sus grupos de interés, fundamentada en el compromiso con la
seguridad, lo ambiental y lo social.” (Industrias de Colombia, 2012)
1.4 Objeto social EBSA
“Es la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica con base en el desarrollo
de las actividades de generación, trasmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica
y los servicios conexos y relacionados con estas actividades.
11
La empresa de energía de Boyacá S.A E.S.P., como empresa integrada del sector eléctrico
colombiano alcanzará en el año 2015 ingresos de USD 200 millones, mediante la participación en
la actividad de generación de energía eléctrica con una oferta mínima de 50 MW, y el
posicionamiento dentro de las tres empresas, distribuidoras – comercializadoras de energía
eléctrica con mayor rentabilidad neta del País.” (Industrias de Colombia, 2012)
12
CAPITULO II
2. Criterios generales de un sistema eléctrico
“Un sistema eléctrico de potencia es el encargado de garantizar el suministro de energía de la
manera más óptima posible y rigiéndose por los estándares de calidad nacionales establecidos. Un
sistema eléctrico de potencia cumple con 3 etapas, generación, transporte y distribución – consumo
como podemos ver en la figura 1”. (Barrantes Pinela, 2011)
Figura 1: Esquema unifilar de un sistema eléctrico de potencia
Fuente: elaborado por Lucia Saray Barrantes Pinela, Diseño del sistema de protección y control de subestaciones
eléctricas
2.1 Generación
Hace referencia a las instalaciones utilizadas para generar energía eléctrica, bien sea de manera
hidráulica, térmica, o cualquier otra forma de producirla. Comúnmente son llamadas plantas
generadoras de energía eléctrica.
13
2.2 Transporte
La red de transporte es la encargada de enlazar las plantas generadoras de energía eléctrica con
los grandes núcleos de consumo o las diferentes subestaciones, ubicados cerca de las ciudades y
zonas industriales, esta red debe tener niveles de alta tensión para evitar pérdidas, también debe
mantener el sincronismo de la red nacional.
2.3 Distribución – consumo
Esta etapa corresponde a las líneas, cables y transformadores necesarios para distribuir la
energía eléctrica a los distintos consumidores.
2.4 Protecciones de un sistema eléctrico
El 100% de los sistemas eléctricos cuentan con protecciones las cuales tienen como finalidad
evitar fallas continuas o extensas en el servicio que se les presta a los consumidores. Actualmente
los sistemas eléctricos cuentan con las siguientes protecciones (Figura 2): a) Protección principal
(Relé), b) Protección de respaldo (Relé), c) Protección diferencial de barras, d) Reconectador o
Reenganchador y e) Equipo de sincronismo.
Figura 2: Secuencia de respaldo en caso de fallas en un sistema eléctrico
Fuente: elaboración propia
14
La proteccion principal y de respaldo se encuentran en las celdas de control de cada linea
como se observa en la Figura 3.
Figura 3: Ejemplo de ubicación de las protecciones principal y respaldo en la línea 14791 de la EBSA
Fuente: elaboración propia
2.4.1 Relés
“Los relés de protección tienen por finalidad medir una o más señales de entrada de tensión,
frecuencia y /o corriente, con la finalidad de determinar si existe una condición de falta en el
sistema y de ser así, activar una o más señales de salida.
El relé es un dispositivo basado en un microprocesador, cuyo diseño debe lograr una
arquitectura abierta y utilizar protocolos de comunicación de acuerdo a las normas internacionales
para evitar restricciones en su integración con otros relés o con sistemas de otros fabricantes”
(Barrantes Pinela, 2011)
15
Actualmente la Empresa de Energía de Boyacá cuenta en sus subestaciones con relés de marca
General Electric, Siemens, ABB-Alstom y SEL.
Registro de eventos
Los relés tienen la capacidad de almacenar hasta 28 eventos, cada evento consta del registro de
hora y fecha, valores de tensión y corriente, oscilografías, diagramas fasoriales y aperturas o cierres
de los interruptores. (Empresa De Energía De Boyacá, 2015)
Para la descarga de estos eventos es necesario la utilización de diferentes softwares que
dependen de la marca del relé, en caso del General Electric se usa el software Enervista, los
Siemens necesitan del software DIGSI y los ABB-Alstom necesitan del software MiCOM Studio.
(Empresa de Energía de Boyacá SA ESP, 2005)
Acceso remoto
El acceso remoto consiste en poder tener control de los registros y eventos de manera remota,
para esto nos valemos de los puertos seriales, Ethernet o el puerto de comunicación que nos brinde
el relé.
16
CAPITULO III
3. Equipos y normas a utilizar
3.1 Servidor de puertos iDS24GF
“El iDS24GF (Figura 4) es un dispositivo servidor de serie modular con hasta 16 puertos serie
y 6 puertos Ethernet diseñados para aplicaciones de subestación de energía. El iDS24GF es
totalmente compatible con la norma IEC 61850-3 e IEEE 1613. Tiene características estándar,
tales como una interfaz TCP / IP con versátiles modos de operación: COM virtual, Túnel de serie,
TCP servidor, cliente TCP, UDP y una puerta de enlace Modbus. Además, mediante la utilidad
iManage Windows o el Administrador de software IDS; permite la fácil configuración de múltiples
dispositivos y la configuración del COM virtual. El iDS24GF también puede transferir
simultáneamente datos a 5 host. Tiene características tales como HTTPS, SSH, SSL y encriptación
para garantizar la seguridad de la transmisión de datos críticos.
Figura 4: iDS24GF
Fuente: Manual de instrucciones iS5 iDS24GF
17
El iDS24GF soporta una temperatura de funcionamiento de ancho de -40° C a + 85° C, que le
permite operar en entornos industriales duros por lo que es ideal para la alta demanda de serie
seguro para la comunicación de datos Ethernet.” (Is5 Comunications, s.f)
3.1.1 Especificaciones técnicas
Soporta hasta 16 puertos serie RS-232/422/485 con funcionalidad de puerta de
enlace de protocolo con aislamiento 1kV mejorado
Soporta puertos 4 x 10/100 / 1000Base-T (X) y 2 puertos SFP 100 / 1000Base-X
Cumple con IEC61850-3 e IEEE1613
Soporta protocolos serie ModBus TCP, DNP3 y TIN
5 Dispositivos Host: COM Virtual, TCP Server, TCP Client Mode
Soporta la gestión de QoS basada en aplicaciones
Seguridad: Encriptación SSL - Gestión segura por HTTPS y SSH - Acceso IP, IP
Lista blanca
Soporta 2 In, 2 Out IRIG B (Opción Futura)
Soporta SNMP v1 / v2 / v3
Advertencia de eventos por Syslog, correo electrónico, captura SNMP y
retransmisión
Diseño de montaje en bastidor de 19 pulgadas
IP-40 Caja de acero galvanizado
Soporta fuentes de alimentación redundantes dobles
18
El software iDS Manager admite la administración centralizada y configurable por
Web, Windows NT / 2000 / XP / 2003 / VISTA / 7” (Is5 Comunications, s.f)
3.2 Servidor de comunicaciones Viola M2M Gateway
“Viola M2M Gateway (Figura 5) es un servidor de comunicaciones de calidad industrial con
software pre-instalado para la comunicación segura entre la sala de control central y los sitios
remotos con dispositivos Arctic. Con la solución de comunicación completa de Viola que es capaz
de expandir su red Ethernet a través de redes de datos móviles (LTE/3G/EDGE/GPRS) e integrar
sus lugares remotos como parte de su red local con los productos de Viola M2M Gateway y Viola
Arctic.
Figura 5: Viola M2M Gateway
Fuente: Manual de instrucciones Viola system M2M
19
Sin limitaciones de distancia. Incluso los sistemas globales son posibles cuando la red
inalámbrica comercial se encuentra disponible. La comunicación segura y de doble vía (VPN y
direcciones IP estáticas) está provista con Viola M2M Gateway.
3.2.1 Características principales:
Gateway de grado industrial
Expansión de su Ethernet sobre redes inalámbricas (LTE/3G/EDGE/GPRS).
Ofrece direcciones estáticas independientes del operador móvil para
dispositivos Arctic.
Fácil y rápido de instalar y configurar.
Firewall y VPN para comunicación segura.
Puertos Ethernet 2x10/100 Base-T.” (Viola M2M Gateway User Manual,
2010)
3.3 Fibra óptica
“El cable de fibra óptica es un medio de comunicación que utiliza luz modulada para transmitir
datos a través de fibras de vidrio delgadas. Las señales que representan bits de datos se convierten
en haces de luz. Es importante reconocer que, si bien se requiere electricidad para generar e
interpretar las señales de fibra óptica en los dispositivos finales, el cable en sí no tiene electricidad
como es el caso de los cables de cobre. De hecho, los componentes del cable de fibra óptica son
muy buenos aislantes eléctricos.” (M. Mendoza, Mauricio A)
20
Actualmente la Empresa de Energía de Boyacá S.A E.S.P cuenta con un anillo interconectado
de fibra óptica que comprende 13 subestaciones y el edificio administrativo, debido a que en las
subestaciones donde se realizara la gestión remota cuenta con este servicio no necesita otra vía de
comunicación.
Los sitios que comprenden el anillo de fibra óptica de la EBSA.
Edificio administrativo EBSA
Chiquinquirá
Donato
Termopaipa
Duitama
Maranta
Higuera
Iraca
San Antonio
La Ramada
Centro de Control
Sirata
Termopaipa 2
Hunza
21
3.4 Redes virtuales VPN
“Una Red Privada Virtual (VPN) es una red privada construida dentro de una infraestructura de
red pública, tal como la red mundial de Internet. Las empresas pueden usar redes privadas virtuales
para conectar en forma segura oficinas y usuarios remotos a través de accesos a Internet
económicos proporcionados por terceros, en vez de costosos enlaces WAN dedicados o enlaces de
marcación remota de larga distancia.
Una Red Privada Virtual (VPN) es una red privada que se extiende, mediante un proceso de
encapsulación y en algún caso de encriptación, desde los paquetes de datos a diferentes puntos
remotos, mediante el uso de infraestructuras públicas de transporte. Los paquetes de datos de la
red privada viajan por un túnel definido en la red pública.” (Phifer, 2006)
3.4.1 Ventajas de los usos de redes privadas VPN
“Las Redes Privadas Virtuales, ayudan a las organizaciones a ampliar la conectividad y mejorar
la velocidad en forma segura y rentable.
Las organizaciones pueden usar redes privadas virtuales para reducir los costos de ancho de
banda de redes WAN, y a la vez aumentar las velocidades de conexión a través de conectividad a
Internet de alto ancho de banda, tal como DSL, Ethernet o cable.
Las Redes Privadas Virtuales proporcionan el mayor nivel posible de seguridad mediante
seguridad IP conocida como IPsec cifrada o túneles VPN de seguridad con tecnologías de
22
autenticación. Estas tecnologías protegen los datos que pasan por la red privada virtual contra
accesos no autorizados.
Las empresas pueden aprovechar la infraestructura estilo internet de la Red Privada Virtual,
cuya sencillez de abastecimiento permite agregar rápidamente nuevos sitios o usuarios. También
pueden aumentar drásticamente el alcance de la red privada virtual sin expandir significativamente
la infraestructura.
La principal ventaja de usar una VPN es que nos permite disfrutar de una conexión a red con
todas las características de la red privada a la que queremos acceder. El cliente VPN adquiere
totalmente la condición de miembro de esa red, con lo cual se le aplican todas las directrices de
seguridad y los permisos de un ordenador en esa red privada; así se puede acceder a la información
publicada para aquella red privada: bases de datos, documentos internos, etc. a través de un acceso
público.
En ese momento, todas las conexiones de acceso a Internet desde el ordenador cliente VPN se
llevarán a cabo con los recursos y las conexiones que tenga la red privada.” (Phifer, 2006)
3.4.2 Seguridad en las redes privadas virtuales con usuarios remotos
“Las redes VPN SSL y VPN IPsec se han convertido en las principales soluciones de redes
privadas virtuales para conectar oficinas remotas, usuarios remotos y socios comerciales, porque:
Proporcionan comunicaciones seguras con derechos de acceso adaptados a
usuarios individuales, tales como empleados, contratistas y socios
23
Aumentan la productividad al ampliar el alcance de las redes y aplicaciones
empresariales
Reducen los costos de comunicación y aumentan la flexibilidad” (Phifer, 2006)
3.5 Estándares utilizados
“Los protocolos de comunicación de utilidad tales como DNP3, MODBUS, IEC 60870-5-101
/ 104, IEC 61850 estándar proporcionan métodos para desarrollar las mejores prácticas de
ingeniería para protección de subestaciones, monitoreo, integración, medición, pruebas y control.
En la automatización de subestaciones se requieren comunicaciones de alta velocidad para cumplir
con las tasas de transferencia de datos de los modernos sistemas de control automático y
monitoreo.” (Horalek, Matyska, & Sobeslav, 2013)
3.5.1 Modbus
“El protocolo MODBUS se ha convertido gradualmente en el estándar para la creación de
sistemas de automatización en ancho son de aplicaciones industriales. Recientemente, Modbus
soporta varios conjuntos de tecnologías de red, incluyendo comunicaciones en serie, redes ópticas
o de radio, RS-232, RS-422, RS-485 y las mejoras de TCP / IP.
Según las tecnologías de transporte, MODBUS opera en diferentes capas dentro del modelo de
pila de protocolos. El cuadro siguiente presenta la solución posible. A nivel operativo, Modbus
trabaja de una manera de respuesta / respuesta. La función requerida es presentada por el código
de secuencia listado en la documentación del protocolo. Modbus es adecuado principalmente para
24
la comunicación de datos en serie y no está optimizado para la comunicación a través de Ethernet.
Modbus plus es una mejora importante de la versión de protocolo anterior. Modbus plus puede ser
visto como una solución compleja para la comunicación remota en el área industrial. La adopción
de la pila de protocolos TCP / IP amplía el uso de este protocolo. Para la conexión a través de
Internet, Modbus obtuvo el puerto de sistema reservado 502. Modbus / TCP encapsula básicamente
una trama Modbus en una trama TCP de una manera sencilla.” (Horalek, Matyska, & Sobeslav,
2013)
3.5.2 NORMA IEC 61850
“La norma IEC 61850 es un estándar internacional, surgido de la necesidad de unificación de
protocolos, tanto estandarizados (IEC 60870-5-101 y 104, Modbus, DNP, etc.), como los
protocolos propietarios, con el fin de conseguir interoperabilidad entre fabricantes. Con la
consecución de este objetivo el control de las subestaciones se hace independiente de los
fabricantes, pudiendo interconectar y sustituir dispositivos pertenecientes a diferentes fabricantes.
Sin duda, esta característica, al hacer que el diseño de la subestación ya no quede sujeto a las
soluciones propuestas por cada fabricante, permite un mayor avance en el ámbito de la
automatización de subestaciones y la aparición de nuevas funcionalidades que, hasta ahora, no
podían ser implementadas o requerían un elevado coste para ello.” (Benítez Lobato, s.f.)
25
CAPITULO IV
4. Ingeniería y ejecución del proyecto
4.1 Recopilación de información en las subestaciones
Para realizar un óptimo diseño de gestión remota en las subestaciones debemos tener presentes
las características de comunicación de todos y cada uno de los relés que las integran, para esto se
realizaron visitas a las subestaciones donde se recopilaron datos como, numero de relés, marca,
referencia de cada uno y puertos disponibles.
También es necesario realizar una ubicación espacial de las celdas para obtener datos de
distancia entre estas y el rack de comunicaciones, y así establecer la cantidad de cable que vamos
a emplear y por donde lo vamos a colocar.
Por ultimo buscamos un equipo óptimo de comunicación para realizar la telegestión.
4.2 Especificaciones técnicas de los relés:
Según los datos obtenidos en las visitas realizadas a las subestaciones, se realizó una
investigación teniendo en cuenta las hojas técnicas y los manuales de cada uno de los relés, se le
dio mayor importancia a las características de comunicación como podemos observar en esta
sección.
26
4.2.1 RELÉ SIEMENS 7SJ61/2
El relé Siemens 7SJ61/2 es multifuncional programable y cuenta en su parte frontal (Figura 6) con
una interfaz de fácil acceso, la cual consta de una pantalla LCD, indicadores led, botones de
funciones y un conector RS 232 para la comunicación.
Figura 6: Parte frontal de relé SIEMENS 7SJ61/2
Fuente: Manual de instrucciones Siemens 7SJ62-64_Manual_A6_V044001_us
INFORMACIÓN DE COMUNICACIONES
Los relés Siemens cuentan con un número denominado Part Code el cual tiene la función de
indicar las diferentes características que los componen, por ejemplo:
PART CODE: 7SJ61/2**-***ΦΩ-****-ΦΦΦ
El undécimo digito (Φ) define los puertos y características de comunicación disponibles del
relé, los cuales pueden ser:
27
0: No interface at rear side
1: DIGSI 4 / modem, electrical RS232
2: DIGSI 4 / modem / RTD-box, electrical RS485
3: DIGSI 4 / modem / RTD-box, optical 820 nm wavelength, ST connector
En la Figura 7 se puede observar el significado de los dígitos asignados a la comunicación del
relé.
Figura 7: Partcode SIEMENS 7SJ61/2
Fuente: Manual de instrucciones Siemens 7SJ62-64_Manual_A6_V044001_us
En la parte posterior del relé (Figura 8) se encuentra el panel de conexiones, entradas-salidas
de tensión-corriente y los puertos B-C para comunicaciones.
28
Figura 8: Parte posterior de relé SIEMENS 7SJ61/2
Fuente: Manual de instrucciones Siemens 7SJ62-64_Manual_A6_V044001_us
El fabricante de los relés Siemens hace recomendaciones de conexión (Figura 9) para evitar
conflictos o problemas como interrupciones y cortes al momento de realizar la comunicación.
Figura 9: Recomendación BUS485 SIEMENS (Conexión línea azul)
Fuente: Manual de instrucciones Siemens 7SJ62-64_Manual_A6_V044001_us
29
4.2.2 RELÉ SIEMENS 7SA52
El relé Siemens 7SA52 cumple con la función de distancia y cuenta en su parte frontal (Figura 10)
con una interfaz de fácil acceso, la cual consta de una pantalla LCD, indicadores led, botones de
funciones y un conector RS 232 para la comunicación.
Figura 10: Parte frontal de relé SIEMENS 7SA52
Fuente: Manual de instrucciones Siemens 7SJ62-64_Manual_A6_V044001_us
INFORMACIÓN DE COMUNICACIONES
Los relés Siemens cuentan con un número denominado Part Code el cual tiene la función de
indicar las diferentes características que los componen, por ejemplo:
PART CODE: 7SA52**-***ΦΩ-****-ΦΦΦ
El undécimo digito (Φ) y el duodécimo digito (Ω) definen los puertos y características de
comunicación disponibles del relé.
30
En la Figura 11 se puede observar el significado de los dígitos asignados a la comunicación
del relé 7SA52.
Figura 11: Part Code SIEMENS 7SA52
Fuente: Manual de instrucciones Siemens 7SJ62-64_Manual_A6_V044001_us
En la parte posterior del relé (Figura 12) se encuentra el panel de conexiones, entradas-salidas
de tensión-corriente y los puertos B-C para comunicaciones.
31
Figura 12: Parte posterior de relé SIEMENS 7SA52
Fuente: Manual de instrucciones Siemens 7SJ62-64_Manual_A6_V044001_us
4.2.3 RELÉ SIEMENS 7UT61
El relé Siemens 7UT61 es una protección diferencial de línea y cuenta en su parte frontal (Figura
13) con una interfaz de fácil acceso, la cual consta de una pantalla LCD, indicadores led, botones
de funciones y un conector RS 232 para la comunicación.
Figura 13: Parte frontal de relé SIEMENS 7UT61
Fuente: Manual de instrucciones Siemens 7SJ62-64_Manual_A6_V044001_us
32
INFORMACIÓN DE COMUNICACIONES
Los relés Siemens cuentan con un número denominado Part Code el cual tiene la función de
indicar las diferentes características que los componen, por ejemplo:
PART CODE: 7UT6/4**-***ΦΩ-****-ΦΦΦ
El undécimo digito (Φ) y el duodécimo digito (Ω) definen los puertos y características de
comunicación disponibles del relé.
En la Figura 14 se puede observar el significado de los dígitos asignados a la comunicación
del relé 7SA52.
Figura 14: Part Code SIEMENS 7UT61
Fuente: Manual de instrucciones Siemens 7SJ62-64_Manual_A6_V044001_us
En la parte posterior del relé (Figura 15) se encuentra el panel de conexiones, entradas-salidas
de tensión-corriente y el puerto B para comunicaciones.
33
Figura 15: Parte posterior de relé SIEMENS 7UT61
Fuente: Manual de instrucciones Siemens 7SJ62-64_Manual_A6_V044001_us
4.2.4 RELÉ ABB REF 541
El relé REF 541 cuenta en su panel frontal (Figura 16) con una interfaz gráfica, indicadores led y
botones para programar sus funciones, además de esto un conector óptico para comunicación
RS 232.
Figura 16: Parte frontal de relé ABB REF 541
Fuente: Manual de instrucciones ABB relay
El relé REF 541 tiene 3 puertos seriales para comunicación uno en el frente y dos en la parte
posterior. El puerto frontal es un panel óptico para conexión con el PC para configurar el terminal
con CAP50_tools a través de protocolo SPA Bus y usando un cable óptico a RS 232, toda esta
información se consigna en la Tabla 1. (ABB, 1999)
34
Tabla 1: Información de Comunicaciones Relé ABB REF 541
Rear interface,
connector X3.1 not used, reserved for future purposes
Rear interface,
connector X3.2
RS-232 connection
RER 123 fibre-optic Bus Connection Module
Protocols SPA, IEC_103, DNP 3.0, Modbus
RER 133 RS-485 Bus Connection Module
Protocols DNP 3.0, Modbus
Data transfer rates DNP 3.0 and Modbus: 300 bps...19.2 kbps,
selectable
SPA-ZC 302 Profibus-DPV1/SPA Gateway
Protocol Profibus-DPV1 1)
SPA-ZC 400 SPA/ Ethernet Adapter
Protocol IEC 61850
Rear interface,
connector X3.3
RS-485 connection
Protocol SPA, LON
The fibre-optic interface module RER 103 is needed for galvanic
isolation
Data transfer rates SPA: 4.8/9.6/19.2 kbps, selectable LON: 78.0
kbps/1.2 Mbps, selectable
Rear interface,
connector X3.4
RJ45 connection
Galvanically isolated RJ45 connection for an external display panel
Protocol CAN
Communication cable 1MRS 120511.001 (1 m), 1MRS 120511.002
(2 m), 1MRS 120511.003 (3 m)
Front panel
Optical connection
Protocol SPA
Communication cable 1MKC 9500011
SPA protocol
bit rates 4.8/9.6/19.2 kbps
start bits 1
data bits 7
parity even
stop bits 1
LON protocol Bit rates 78.0 kbps/1.2 Mbps
IEC_103 protocol
Bit rates 9.6/19.2 kbps
Data bits 8
Parity even
Stop bits 1
DNP 3.0
Bit rates 0.3/0.6/1.2/2.4/4.8/9.6/19.2 kbps
Data bits 8
Stop bits 1, 2
Parity none, odd, even
Modbus
Bit rates 0.3/0.6/1.2/2.4/4.8/9.6/19.2 kbps
Data bits 5, 6, 7, 8
Stop bits 1, 2
Parity none, odd, even
Fuente: Manual de instrucciones ABB relay
35
En la parte posterior del relé ABB REF 541 (Figura 17) se encuentra el panel de conexiones,
entradas-salidas de tensión- corriente y los puertos X3.1, X3.2, y X3.3 para comunicaciones.
Figura 17: Parte posterior de relé ABB REF 541
Fuente: Manual de instrucciones ABB relay (Empresa de Eenergía de Boyacá SA ESP, 2015)
4.2.5 RELÉ MICOM P12X
Los relés Areva MiCOM P12X cuentan con un panel frontal (Figura 18) amigable y fácil de
entender por parte de los usuarios que tengan acceso a él.
Figura 18: Parte frontal de relé MICOM 12X
Fuente: Manual de instrucciones P14x_ES_T_C44
36
INFORMACIÓN DE COMUNICACIÓN
Los relés Areva cuentan con un número denominado Part Code el cual tiene la función de indicar
las diferentes características que los componen, por ejemplo:
PART CODE: P12 0 ∗ 0 0 ∗ Φ ∗ 2 ∗ ∗ ∗
El noveno digito (Φ) del Part Code define los puertos y características de comunicación
disponibles en el relé, los cuales pueden ser:
1: K-Bus
2: MODBUS (Relé encontrado en las subestaciones)
3: IEC60870-5-103 (VDEW)
4: DNP3.0
En la parte posterior del relé (Figura 19) se encuentra el panel de conexiones, entradas- salidas
de tensión- corriente y los puertos RS 485 para comunicaciones.
Figura 19: Parte posterior de relé MiCOM 12X
Fuente: Manual de instrucciones P14x_ES_T_C44
37
Recomendaciones para construcción de K-BUS / 485 MiCOM
El fabricante hace algunas recomendaciones en sus manuales de cómo se construyen un bus
de comunicaciones (Figura 21 y Figura 22), pero primero hace algunas anotaciones:
“El relé admite una conexión CEI 60870-5 FT1.2 en el puerto frontal. Éste se destina a una
conexión local provisional y no es conveniente para conexión permanente. Esta interfaz funciona
a una velocidad de transmisión fija con una trama de 11 bits y una dirección de dispositivo fija.
El puerto posterior admite uno de cuatro protocolos de comunicaciones (Courier, Modbus, DNP
3.0, CEI 60870-5-103). Se debe especificar cuál de ellos se desea utilizar al realizar el pedido del
relé. El puerto posterior consiste en un conector de tornillo de 3 terminales y está situado en la
parte posterior del relé.
MODBUS es un “protocolo de comunicaciones maestro/esclavo que puede utilizarse para
controlar la red. De forma similar a Courier, el dispositivo maestro inicia todas las acciones y los
dispositivos esclavos (los relés), responden con los datos o la acción solicitada. Las
comunicaciones MODBUS emplean una conexión de cable par trenzado conectado al puerto
posterior, con una longitud máxima de 1000 m y hasta 32 equipos esclavos”. (Technical Guide
MiCOM P141, P142, P143, 2011)
Los equipos MICOM tienen 2 protocolos para hacer gestión de los relés: Courier (propietario
de Alstom) y Modbus, este último tiene una limitación y es que a través de este protocolo no es
posible realizar ajustes de esquema lógico programable (Figura 20).
38
Figura 20: Características de los Protocolos habilitados en los relés MiCOM
Fuente: Manual de instrucciones P14x_ES_T_C44
Figura 21: Recomendación BUS485 MiCOM
Fuente: Manual de instrucciones P14x_ES_T_C44
39
Figura 22: Recomendación K-BUS MICOM
Fuente: Manual de instrucciones P14x_ES_T_C44
4.2.5 RELÉ MiCOM P14X
Los relés Areva MiCOM P14X cuentan con un panel frontal (Figura 23) amigable y fácil de
entender por parte de los usuarios que tengan acceso a él.
Figura 23: Parte frontal de relé MiCOM P14X
Fuente: Manual de instrucciones P14x_ES_T_C44
40
INFORMACIÓN DE COMUNICACIONES
Los relés Areva cuentan con un número denominado Part Code el cual tiene la función de indicar
las diferentes características que los componen, por ejemplo:
PART CODE: MiCOM P14*****Φ xxxx A
El noveno digito (Φ) define los puertos y características de comunicación disponibles en el
relé, los cuales pueden ser:
1: K-Bus
2: MODBUS (Relé encontrado en las subestaciones)
3: IEC60870-5-103 (VDEW)
4: DNP3.0
En la parte posterior del relé (Figura 24) se encuentra el panel de conexiones, entradas-salidas
de tensión-corriente y el puerto RS 485 para comunicaciones.
Figura 24: Parte posterior de relé MICOM P14X
Fuente: Manual de instrucciones P14x_ES_T_C44
41
Configuraciones del Puerto de comunicación
Baud rate: 300 to 19200 baud
Parity: Programmable
Protocol: Courier, Modbus RTU or DNP 3.0
4.2.6 RELÉ MICOM P63X
Los relés Areva MiCOM P63X cuentan con un panel frontal (Figura 25) amigable y fácil de
entender por parte de los usuarios que tengan acceso a él.
Figura 25: Parte frontal de relé MICOM P63X
Fuente: Manual de instrucciones P14x_ES_T_C44
INFORMACIÓN DE COMUNICACIONES
Los relés Areva cuentan con un número denominado Part Code el cual tiene la función de indicar
las diferentes características que los componen, por ejemplo:
42
PART CODE: MiCOM P633 - **991*** - 305 – 4** – 610 * * - 46* – 9 Φ Ω – 95* – 8**
El vigesimoctavo digito (Φ) y vigesimonoveno digito (Ω) define los puertos y características
de comunicación disponibles en el relé.
En la parte posterior del relé (Figura 26) se encuentra el panel de conexiones, entradas-salidas
de tensión- corriente y el puerto RS 485 para comunicaciones.
Figura 26: Parte posterior de relé MICOM P63X
Fuente: Manual de instrucciones P14x_ES_T_C44
4.2.7 RELÉ GENERAL ELECTRIC 750/760
Este equipo está diseñado no solo para cumplir sus funciones sino también para facilitar a sus
operadores una correcta manipulación y programación mediante su panel frontal, el cual
podemos observar en la Figura 27.
43
Figura 27: Parte frontal de relé General Electric 750/760
Fuente: Manual de instrucciones General Electric 750/760
Este relé, en cualquiera de sus versiones, cuenta con 1 puerto frontal en DB9 RS-232 y 2
puertos de comunicación posteriores: COM1 RS-422/485 y COM2 RS-485 (Figura 28) los
cuales pueden usarse para armar una red de gestión y de telecontrol, y no tiene inconveniente de
trabajar con los dos puertos simultáneos COM1 Y COM2 pero no simultaneo COM1 en RS-422
Y RS-485. El fabricante recomienda conectar en una sola red o BUS 32 equipos a una distancia
máxima de 1219 metros (Figura 29).
Figura 28: Parte posterior de relé General Electric 750/760
Fuente: Manual de instrucciones General Electric 750/760
44
Configuraciones del puerto de comunicación
Baud rate: 300 to 19200 baud
Parity: Programmable
Protocol: Modbus RTU or DNP 3.0
Figura 29: Recomendación BUS485 General Electric
Fuente: Manual de instrucciones General Electric 750/760
4.2.8 RELÉ GENERAL ELECTRIC 745
Figura 30: Parte frontal de relé General Electric 745
Fuente: Manual de instrucciones General Electric 745
45
Este relé, en cualquiera de sus versiones al igual que el 750/760, cuenta con 1 puerto frontal en
DB9 RS-232 (Figura 30) y 2 puertos de comunicación posteriores: COM1 RS-422/485 y COM2
RS-485 (Figura 31) los cuales pueden usarse para armar una red de gestión y de telecontrol, y no
tiene inconveniente de trabajar con los dos puertos simultáneos COM1 Y COM2 pero no
simultaneo COM1 en RS-422 Y RS-485.
Figura 31: Parte posterior de relé General Electric 745
Fuente: Manual de instrucciones General Electric 745
Configuraciones del puerto de comunicación
Baud rate: 300 to 19200 baud
Parity: Programmable
Protocol: Modbus RTU or DNP 3.0
46
4.3 Ubicación espacial de las subestaciones
Una parte fundamental de este proyecto es la asignación de cantidades a los materiales, uno de
los más difíciles de calcular es la longitud del cable a utilizar, debido a que se pueden encontrar
contratiempos o detalles que hagan impreciso este cálculo. En esta ocasión se acudió a cada una
de las subestaciones para tomar medidas tanto de las instalaciones como de las celdas que las
componen, para así conocer un estimado del cable a utilizar.
4.3.1 Subestación Chiquinquirá
La subestación Chiquinquirá cuenta con un área aproximada de 140m² y la componen 28 celdas
entre las cuales se encuentran el rack de comunicaciones, celdas de 115 kV, celdas de 34.5 kV,
celdas de 13.8 kV, y los cargadores de las baterías. En la Figura 32 se observa la distribución y las
dimensiones de las mismas.
Figura 32: Subestación Chiquinquirá
Fuente: elaboración propia
47
En esta subestación se realizara un trabajo de gestión remota enfocado a las celdas
pertenecientes a las líneas nombradas en la Tabla 2, debido a que son las que cuentan con relés
modernos y aptos para estas funciones.
Tabla 2: código y nombre de las líneas existentes en la subestación Chiquinquirá
14901 Celda de entrada
14902 Celda de entrada
14903 Circuito Basílica
14904 Circuito la reina
14905 Salida Rural Casa Blanca
14906 Salida Saboya
14907 Salida Muzo
14908 Salida Otanche
14910 Transformador 25 MVA
14915 Llegada Tunja
14916 Salida Circuito industrial la balsa
15493 Llegada Barbosa
15495 Llegada Tunja
Fuente: elaboración propia
4.3.2 Subestación Higueras
La subestación Higueras cuenta con un área aproximada de 150m² y la componen 24 celdas entre
las cuales se encuentran el rack de comunicaciones, celdas de 115 kV, celdas de 34.5 kV, celdas
de 13.8 kV, y los cargadores de las baterías. En la Figura 33 se observa la distribución y las
dimensiones de las mismas.
48
Figura 33: Subestación Higueras
Fuente: elaboración propia
En esta subestación se realizara un trabajo de gestión remota enfocado a las celdas
pertenecientes a las líneas nombradas en la Tabla 3, debido a que son las que cuentan con relés
modernos y aptos para estas funciones.
Tabla 3: código y nombre de las líneas existentes en la subestación Higueras
14701 Trafo de 20Mva
14702 Maranta
14704 La Rusia
14705 Vargas
14706 Hospital
14707 Batallón Silva Plazas
14708 Autopista
14709 Ciudadela Industrial
14711 Rio Chiquito
14714 llegada trafo 20MVA - 13.8 kV
14715 General 34,5
14782 San Antonio
14783 Llegada Paipa
14791 Ciudadela
14800 Trafo 40Mva
Fuente: elaboración propia
49
4.3.3 Subestación La Ramada
La subestación Higueras cuenta con un área aproximada de 125.4m² y la componen 21 celdas
entre las cuales se encuentran el rack de comunicaciones, celdas de 115 kV, celdas de 34.5 kV,
celdas de 13.8 kV, y los cargadores de las baterías. En la Figura 34 se observa la distribución y
las dimensiones de las mismas.
Figura 34: Subestación La Ramada
Fuente: elaboración propia
En esta subestación se realizara un trabajo de gestión remota enfocado a las celdas
pertenecientes a las líneas nombradas en la Tabla 4, debido a que son las que cuentan con relés
modernos y aptos para estas funciones.
50
Tabla 4: Código y nombre de las líneas existentes en la subestación La Ramada
14820 INDUSTRIAL
14821 CTO GENERAL
14822 ORIENTE
14823 CENTRO
14824 NOBSA-MORCA
14828 TRAFO
14831 ACERÍAS - SOGAMOSO
(RAMADA -SIDENAL) 14832 TRANSFORMADOR
14833 GENERAL
14834 SALIDA TRANSFORMADOR
14835 SIRATA
14863 LA CATORCE
14864 EL TERMINAL
14865 EL LIBERTADOR
15022 DUITAMA
Fuente: elaboración propia
51
CAPITULO V
5. Diseño de un sistema de comunicaciones industriales
5.1 Diseño
Para el diseño de un sistema de comunicaciones optimo (Figura 35) se tuvieron en cuenta las
normas de automatización de subestaciones MODBUS, IEC 61850 y el protocolo DNP 3,
llegando a la conclusión que se utilizaría los puertos seriales RS 485 para la construcción de
buses de relés, estos buses se dirigen a un servidor de puertos, el cual tiene como función asignar
a cada relé un puerto TCP que será traducido a un puerto virtual en un computador de la
siguiente manera.
Figura 35: Diseño sistema de comunicaciones industriales
Fuente: elaboración propia
52
5.2 Asignación de datos
Según los datos recopilados de cada uno de los relés existentes en las subestaciones La
Ramada, Higueras y Chiquinquirá, se pudo establecer las condiciones de comunicación tales
como baud rate, parity, stop bits, entre otros y siguiendo las especificaciones del iDS24GF
asignamos un puerto TCP y un puerto virtual, para completar los requisitos del direccionamiento
TCP/IP.
La asignación de datos se realizó mediante unas tablas como lo indica la Tabla 5, Tabla 6 y
Tabla 7 para las subestaciones La Ramada, Higueras y Chiquinquirá respectivamente.
Tabla 5: Diseño y asignación de datos subestación La Ramada
Fuente: elaboración propia
53
En la Tabla 5 se puede observar cómo se asignan los datos correspondientes a puerto TCP, puerto
virtual, numero de bus y dirección de relé en la subestación La Ramada, por ejemplo en la fila 15
corresponde a la línea DUITAMA y cuenta con un relé General Electric 760 asignado al nivel de
tensión 34.5 kV, se le asignó, puerto TCP 5002, puerto virtual 105, bus 2 y dirección 1
Tabla 6: Diseño y asignación de datos subestación la Higueras
Fuente: elaboración propia
En la Tabla 6 se puede observar cómo se asignan los datos correspondientes a puerto TCP, puerto
virtual, numero de bus y dirección de relé en la subestación Higueras, por ejemplo en la fila 13
corresponde a la línea Llegada Paipa y cuenta con una protección principal General Electric 760
asignado al nivel de tensión 115 kV, se le asignó, puerto TCP 5002, puerto virtual 101, bus 2 y
dirección 1 y una protección de respaldo Siemens 7SA52 asignado al nivel de tensión 115 kV, se
le asignó, puerto TCP 5000, el puerto virtual 100, bus 3 y dirección 1.
54
Tabla 7: Diseño y asignación de datos subestación Chiquinquirá
Fuente: elaboración propia
En la Tabla 7 se puede observar cómo se asignan los datos correspondientes a puerto TCP, puerto
virtual, numero de bus y dirección de relé en la subestación Chiquinquirá, por ejemplo en la fila
13 corresponde a la línea Llegada Tunja y cuenta con una protección principal Siemens 7SA522
asignado al nivel de tensión 115 kV, se le asignó, puerto TCP 5002, puerto virtual 91, bus 2 y
dirección 1 y una protección de respaldo Areva P142 asignado al nivel de tensión 115 kV, se le
asignó, puerto TCP 5000, el puerto virtual 90, bus 1 y dirección 1.
5.3 Esquemas de conexión
Como se observa en la Figura 36 el sistema de comunicaciones inicia en el edificio administrativo
de la EBSA, en la oficina del Profesional de Operación y Mantenimiento, donde los computadores
están conectados a la red corporativa. Mediante un túnel VPN se accede al servidor Viola M2M
55
Gateway ubicado en el centro de control, este servidor se encuentra enlazado con el anillo
interconectado de fibra óptica y nos da acceso a las subestaciones La Ramada, Higueras y
Chiquinquirá
.
Figura 36: Esquema de comunicaciones Edificio – Subestación
Fuente: elaboración propia
Los principales parámetros para realizar el diseño de los buses y decidir que relés los integrarían
fueron, el nivel de voltaje (13.8 kV, 34.5 kV y 115 kV) y la marca de los relés (General electric,
Alstom, Areva, Siemens), esto para evitar perder comunicación por conflictos de fabricantes.
Para los relés que no tienen disponible el puerto RS485 se utiliza el puerto RS232 y un
conversor a RS485.
Para la Subestación Higueras se realizó un diseño que consta de 4 buses integrados de la
siguiente manera (Figura 37):
Bus 1: Cuatro relés Siemens que corresponden al nivel de tensión 115 kV.
56
Bus 2: Dos relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 115 kV.
Bus 3: Cinco relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 34.5 kV.
Bus 4: Siete relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 13.8 kV.
Para un total de 18 relés en servicio y disponibles para integrar al sistema de Gestión
Remota de la EBSA.
Figura 37: Esquema de buses subestación Higueras
Fuente: elaboración propia
Para la Subestación La Ramada se realizó un diseño que consta de 5 buses integrados de la
siguiente manera (Figura 38):
Bus 1: Siete relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 13.8 kV.
Bus 2: Cinco relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 34.5 kV.
Bus 3: Dos relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 115 kV.
57
Bus 4: Un relé Siemens que corresponde al nivel de tensión 115 kV.
Bus 5: Dos relés ABB que corresponden al nivel de tensión 115 kV.
Nota: Los relés del bus 1 actualmente son Areva pero están en proceso de
actualización y reemplazo por relés General Electric por esta razón se realiza el diseño
a futuro.
Para un total de 17 relés en servicio y disponibles para integrar al sistema de Gestión
Remota de la EBSA.
Figura 38: Esquema de buses subestación La Ramada
Fuente: elaboración propia
Para la Subestación Chiquinquirá se realizó un diseño que consta de 5 buses integrados de la
siguiente manera (Figura 39):
58
Bus 1: Tres relés Areva que corresponden al nivel de tensión 115 kV.
Bus 2: Dos relés Siemens que corresponden al nivel de tensión 115 kV.
Bus 3: Un relé Areva que corresponde al nivel de tensión 115 kV.
Bus 4: Cinco relés General Electric que corresponden al nivel de tensión 34.5 kV.
Bus 5: Cinco relés Areva que corresponden al nivel de tensión 13.8 kV.
Para un total de 16 relés en servicio y disponibles para integrar al sistema de Gestión
Remota de la EBSA.
Figura 39: Esquema de buses subestación Chiquinquirá
Fuente: elaboración propia
59
CONCLUSIONES
1. Se realizó un diseño óptimo para la comunicación de las subestaciones La Ramada,
Higueras y Chiquinquirá con el edificio administrativo de la EBSA, cumpliendo con las
normas y los estándares requeridos para la automatización de subestaciones.
2. Teniendo en cuenta las funciones de cada uno de los relés y su software de monitoreo y
control, se determinó que la mejor manera para realizar una comunicación optima era
mediante la utilización de sus puertos RS 485.
3. Gracias al diseño planteado, se asume una reducción del 90% en el tiempo de respuesta del
equipo de Operación y Mantenimiento frente a un evento, debido a que se evita el
desplazamiento hasta las subestaciones.
4. Analizando el esquema de comunicaciones de la EBSA se llegó a la conclusión que la
mejor manera de realizar la gestión remota era utilizando los tendidos de fibra óptica
utilizada en la comunicación Subestación-SCADA.
5. Los equipos fueron seleccionados teniendo en cuenta, que cumplieran con las
características de comunicación robusta TCP/IP, que la garantía y soporte fueran
considerablemente altas y su precio en el mercado estuviera dentro de lo justo.
60
6. Este diseño permite obtener control, supervisión y gestión remota, cargar y descargar
ajustes de los relés ubicados en las subestaciones La Ramada, Higueras y Chiquinquirá,
desde un computador ubicado en el edificio administrativo de la EBSA.
7. Este modelo de gestión remota se puede emplear en cualquiera de las subestaciones que
actualmente no cuentan con este servicio, para así lograr obtener un 100% de gestión
remota en la EBSA y así conseguir el máximo desempeño del equipo de Operación y
Mantenimiento.
8. Este proyecto abre la posibilidad a una reducción significativa en los gastos monetarios
para viajes que actualmente afronta la Empresa de Energía de Boyacá S.A E.S.P.
61
RECOMENDACIONES
Se recomienda a la Empresa de Energía de Boyacá realizar la compra de los materiales en
el año en curso para evitar modificaciones drásticas en los precios.
Debido a que aún faltan por gestión remota 78 subestaciones eléctricas en la Empresa de
Energía de Boyacá, se recomienda emplear más pasantes de la Universidad Santo Tomas
Tunja debido a su capacidad para realizar este tipo de labores.
Al momento de la implementación es importante no pasar por alto ningún detalle
consignado en el libro realizado.
62
REFERENCIAS
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SUBSTATION AUTOMATION SYSTEMS.
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GESTIÓN DE PROTECCIONES. Bogotá: Potencia y Tecnologías Incorporadas S.A.
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7600001065 - Gestión De Protecciones. Bogotá: Potencia y Tecnologías Incorporadas
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GONZALEZ, D. (2015). Mantenimiento de sistemas de refrigeracion de los motores termicos.
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63
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Pearson Education.
Viola M2M Gateway User Manual. (2010). Viola M2M Gateway User Manual. Finlandia .
64
ANEXOS
Anexo 1: Cronograma de la practica
ACTIVIDADES
Año 2016 2017
Mes
DICI
EMBRE
ENE
RO
FEB
RERO
MA
RZO
ABR
IL
MA
YO
JUN
IO
JULI
O
AG
OSTO
Día
0
1-
15
1
5-
31
0
1-
15
1
5-
31
0
1-
15
1
5-
31
0
1-
15
1
5-
31
0
1-
15
1
5-
31
0
1-
15
1
5-
31
0
1-
15
1
5-
31
0
1-
15
1
5-
31
0
1-
15
1
5-
31
Asignación de tutor y proyecto
por parte de la EBSA
Reconocimiento de las
instalaciones y subestaciones
Levantamiento de información
en las subestaciones de La Ramada,
Higueras y Chiquinquirá
Investigaciones pertinentes
Diseño de red de
comunicaciones
Selección de equipos
Solicitud de presupuesto para
compra de equipos
Elaboración y entrega de
anteproyecto
Elaboración y entrega del
documento final
Sustentación
65
Anexo 2: Cotización a la empresa PTI (Potencia y Tecnología Incorporadas)