tabla de contenido -...
TRANSCRIPT
Tabla de Contenido
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-1
Proyecto SIGDE Abril 2012
| 1. Descripción General del Proyecto .......................................................................................................... 1-2
1.1 Introducción ........................................................................................................................................... 1-2
1.2 Objetivos Generales del Proyecto .................................................................................................... 1-3
1.3 Alcance del Proyecto ........................................................................................................................... 1-4
1.3.1 Alcance General del Proyecto ................................................................................................. 1-5
1.3.2 Características del Suministro ................................................................................................. 1-6
1.3.3 Arquitectura del Sistema .......................................................................................................... 1-7
1.3.4 Componentes del Sistema ....................................................................................................... 1-7
1.4 Desarrollo y Organización del Proyecto ......................................................................................... 1-8
1.5 Cronograma Referencial del Proyecto ............................................................................................ 1-9
1.6 Organización de estas Especificaciones ......................................................................................... 1-9
1.7 Anexo 1-1: Cronograma referencial ............................................................................................. 1-12
1.8 Anexo 1-2: Número de señales por Empresa ............................................................................ 1-13
1.9 Anexo 1-3: Siglas y Acrónimos ...................................................................................................... 1-13
1.10 Anexo 1-4: Información General de las Empresas .............................................................. 1-19
1.10.1 Eléctrica Regional Centrosur C.A. (EERCSCA) .................................................................. 1-19
1.10.2 CNEL Guayas Los Ríos ............................................................................................................ 1-26
1.10.3 Empresa Azogues C.A. (EEACA) ........................................................................................... 1-31
1.10.4 Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. (EEASA) ............................... 1-34
1.10.5 Empresa Eléctrica Quito (EEQSA) ........................................................................................ 1-44
1.10.6 Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. (EERSSA) .......................................................... 1-51
1.10.7 Empresa Eléctrica Riobamba S.A. (EERSA) ........................................................................ 1-60
1.11 Anexo 1.5 Regulación ................................................................................................................. 1-63
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-2
Proyecto SIGDE Abril 2012
1. Descripción General del Proyecto
1.1 Introducción
1. En esta sección se presenta una visión general del Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS a ser
adquirido para las siguientes empresas en Ecuador:
a. CENTROSUR: Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A.
b. CNEL Guayas Los Ríos: Corporación Nacional de Electricidad – Guayas Los Ríos
c. EEACA: Empresa Eléctrica Azogues C.A.
d. EEASA: Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A.
e. EEQSA: Empresa Eléctrica Quito S.A.
f. EERSSA: Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.
g. EERSA: Empresa Eléctrica Riobamba S.A.
2. La primera etapa considera, por tanto, siete empresas distribuidoras, en las cuales se estima un total de 108.000 señales de operación del sistema de distribución y 47.000 señales de calidad del servicio y de protecciones, con lo cual se mejorará el servicio a más de 1.9 millones de usuarios.
3. Se prevé que el proyecto tenga alcance nacional, por lo tanto beneficiará a todas las
empresas distribuidoras de energía eléctrica del Ecuador. En una segunda etapa se efectuará
la implementación en el resto de empresas eléctricas del país.
4. El Contratante teniendo en cuenta los avances tecnológicos de modernización de sistemas
SCADA/OMS-MWM/DMS considera pertinente evolucionar los sistemas actualmente
implementados por éstas Empresas, teniendo en cuenta que algunos están próximos a
cumplir su vida útil o no cumplen completamente los requerimientos estipulados por el ente
regulador del país o los usuarios de los mismos. En general todos los sistemas de éstas
Empresas fueron concebidos en circunstancias y épocas diferentes, lo que condujo a
soluciones particulares sin un objetivo común. En consecuencia la motivación de esta
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-3
Proyecto SIGDE Abril 2012
evolución radica también en el deseo del Contratante de cambiar los sistemas hacia una
plataforma única a nivel nacional.
1.2 Objetivos Generales del Proyecto
1. El Proyecto SCADA/OMS-MWM/DMS tiene los siguientes objetivos:
a. Suministrar la información suficiente, de manera oportuna y confiable para conseguir una
operación más segura y eficiente, en tiempo real, de la red eléctrica de las empresas
participantes en condiciones óptimas técnico-económicas de calidad y costos operativos.
b. Proveer un conjunto de herramientas de análisis de red que ayuden al operador en la
toma de decisiones operativas.
c. Entregar información histórica que permita el análisis de la red eléctrica y la elaboración
de reportes en los niveles interno y externo tanto corporativo como de ente regulador.
d. Optimizar los tiempos de respuesta ante interrupciones del servicio con el propósito de
dar cumplimiento o mejorar los indicadores de calidad del servicio establecidos por el
ente regulador.
e. Implementar soluciones basadas en las mejores prácticas existentes según el estado del
arte y que permitan salvaguardar las inversiones de las empresas participantes y tener
sistemas que les permitan la incorporación futura de nuevas funcionalidades y un
desarrollo acorde con conceptos como el de redes inteligentes.
f. Buscar sinergias que permitan la optimización de las inversiones.
g. Sentar las bases de la integración con otros sistemas de la organización.
h. Cumplir con requerimientos de ley establecidos por el ente regulador.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-4
Proyecto SIGDE Abril 2012
2. Con la implementación del proyecto se espera la solución de los siguientes problemas
encontrados en el marco de análisis y evolución de los sistemas técnicos de las Empresas:
a. Obsolescencia Tecnológica tanto en hardware como en software
b. Dificultades de desempeño de los sistemas
c. Dimensionamiento limitado
d. Arquitecturas heterogéneas
e. Proliferación de plataformas intermedias para adquisición de datos y procesamiento de
datos históricos
f. Dificultades de mantenimiento
g. Sobrecostos tanto en mantenimiento como en licenciamiento
1.3 Alcance del Proyecto
1. Esta especificación define las características técnicas y funcionales que deben cumplir los
materiales, equipos y aplicaciones (Software) del Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS a ser
suministrados, los cuales reemplazarán los sistemas actuales de las empresas participantes,
mejorando las funcionalidades existentes. El proyecto incluye todos los suministros y
servicios necesarios para realizar el diseño de ingeniería, elaborar e implantar la arquitectura,
satisfacer los requisitos de explotación, efectuar las pruebas, la implantación y puesta en
servicio, así como cumplir con las necesidades establecidas en cuanto a capacitación,
documentación y organización del proyecto.
2. Los proponentes deberán presentar obligatoriamente su oferta para la arquitectura definida
en la Sección 2 y demás opciones establecidas en esta especificación.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-5
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.3.1 Alcance General del Proyecto
1. Esta especificación solicita una única solución SCADA/OMS-MWM/DMS para las Empresas.
La tabla siguiente presenta las funcionalidades que se utilizarán.
Sección Centro Sur
CNEL Guayas
Los Ríos
EEACA EEASA EEQSA EERSSA
EERSA
1. Descripción General del Proyecto
X X X X X X X
2. Arquitectura del Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS
X X X X X X X
3. Capacidad y Desempeño
X X X X X X X
4. Interfaz de Usuario X X X X X X X
5. Hardware X X X X X X X
6. Software Básico X X X X X X X
7. SCADA X X X X X X X
8. Sistema de Gestión de la Información
X X X X X X X
9. Modelo de Operación Sistema de Distribución
X X X X X X X
10. Outage Management System (OMS)
X X X X X X X
11. DMS en Tiempo Real X X X X X X X
12. DMS Modo de Estudio
X X X X X X X
13. Documentación X X X X X X X
14. Aseguramiento de la Calidad
X X X X X X X
15. Capacitación X X X X X X X
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-6
Proyecto SIGDE Abril 2012
16. Implementación y Gestión del Proyecto
X X X X X X X
17. Mantenimiento y Actualización del Sistema
X X X X X X X
1.3.2 Características del Suministro
1. El suministro objeto de este proyecto es la implantación de una plataforma nacional única
de hardware-software, en la primera etapa en las Empresas incluidas en esta contratación. La
plataforma única permitirá a las Empresas una serie de beneficios que incluyen:
a. Un desarrollo y prueba conjuntos de la plataforma para todas las empresas,
b. Una capacitación conjunta de operadores y personal de mantenimiento,
c. Mantenimiento de datos en conjunto para el Sistema utilizando un mismo grupo de
técnicos,
d. Respaldo mutuo de personal de diferentes empresas capacitados en la plataforma
común,
e. Posibilidad de conformar grupos de desarrollo de aplicaciones sobre la plataforma
común y capacitación a nivel nacional,
f. Realizar mejoras y actualizaciones “upgrades” a nivel nacional de toda la plataforma
común habiendo probado las nuevas versiones en forma conjunta.
2. Se quiere desarrollar la plataforma común con la participación de personal de las Empresas
en todas las etapas del proyecto, por lo que éste se ha concebido de forma que se canalicen
los esfuerzos iniciales precisamente hacia el desarrollo y prueba de la plataforma común
para luego dedicar los esfuerzos a la implementación en cada Empresa.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-7
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.3.3 Arquitectura del Sistema
1. La plataforma común debe ser del tipo misión crítica. Por ésta razón, se debe suministrar
sistemas altamente confiables que puedan operar continuamente con el mínimo
mantenimiento necesario.
2. Teniendo en cuenta la necesidad de evitar el colapso del sistema ante catástrofes, se solicita
sistemas que serán instalados en Centros de Datos Nacionales: principal y de respaldo en la
modalidad activo – activo (hot – hot). La mejor alternativa de arquitectura para atender a
esta solicitud será diseñadas por el Contratista, de forma que permita al Contratante.
1.3.4 Componentes del Sistema
1. El suministro de hardware y software asociado al Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS, según la
configuración establecida en la sección 2 y demás especificaciones de las secciones 3 a 12
incluye:
a. Servidores
b. Estaciones de trabajo
c. Unidades de tiempo y frecuencia
d. Equipos de red y de seguridad
e. Software base
f. Bases de datos
g. Software de gestión
h. Software de aplicación
2. Se incluye en la sección 2 el esquema de la arquitectura solicitada.
3. Por otra parte, los servicios de implantación, capacitación, prueba, mantenimiento y
actualización (“upgrade”) se presentan en detalle en estas especificaciones. Se resalta el
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-8
Proyecto SIGDE Abril 2012
hecho que se quiere probar la plataforma común con participación de todas las Empresas.
Ver Secciones 13 a 17.
1.4 Desarrollo y Organización del Proyecto
1. Dada la naturaleza del suministro en este proyecto, el Contratante considera conveniente
desarrollarlo bajo un único contrato que definirá el desarrollo común del mismo. El
Contratante entiende que el desarrollo conjunto de la plataforma común debe traer
beneficios desde el punto de vista de implantación del proyecto y en consecuencia solicita,
que el Contratista utilice todos los mecanismos necesarios para potenciar las sinergias que
se deriven del desarrollo y prueba conjunta de funcionalidades de la plataforma del Sistema
especificado.
2. Para la ejecución del contrato, se designará un Administrador y se conformará un equipo
técnico compuesto por especialistas en cada uno de los componentes del Sistema,
delegados de las empresas participantes. El Contratante contratará los servicios de una
Empresa Consultora, para asesorarlo en la toma de decisiones, y asistirlo en las reuniones de
avance, la revisión de documentos, pruebas en fábrica, en sitio y en general en todo lo
relacionado con el buen desarrollo del proyecto.
3. De la misma manera el Contratista deberá designar un Gerente de Proyecto y el equipo
técnico que presente en su oferta.
4. El Contratista proveerá o contratará los servicios de un “Integrador”, encargado de
desarrollar las interfaces entre el Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS y sistemas existentes
(GIS, CIS, IVR, AVL.) a través del bus ESB.
5. El esquema siguiente indica la Organización del Proyecto por parte del Contratante :
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-9
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.5 Cronograma Referencial del Proyecto
1. El plazo para la ejecución del proyecto es de 22 meses contados a partir de la firma del
contrato. En el anexo No 1 se presenta un cronograma referencial del proyecto. El
proponente deberá en lo posible ajustarse a este cronograma en su oferta, pero podrá
sugerir modificaciones y mejoras basadas en su experiencia de forma que se optimice: el
desarrollo del proyecto, el uso de recursos y se maximicen las sinergias en el proceso de
implementación.
1.6 Organización de estas Especificaciones
1. La Sección 1: Descripción General del Proyecto, presenta los objetivos, el alcance global del
proyecto, el cronograma del mismo y en anexos con el propósito de contextualizar las
soluciones, se presenta una breve descripción de cada una de las empresas, sus redes
eléctricas y la infraestructura existente desde el punto de vista de telecontrol y sistemas de
gestión.
2. Estos anexos incluyen información sobre los siguientes aspectos:
Equipo2
Equipo1
Equipo 4
Consultora
Administrador
……………………………………..
Gestión Legal/Financiera
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-10
Proyecto SIGDE Abril 2012
a. Una descripción de los datos generales de la Empresa
b. La estructura organizacional
c. Generalidades del sistema eléctrico
d. Generalidades del sistema de control y telecomunicaciones
3. Los anexos de esta Sección muestran las características generales del sistema de distribución
de las Empresas, así:
a. Anexo 1-2 Número de señales de cada Empresa
b. Anexo 1-3 Siglas y Acrónimos
c. Anexo 1-4 Información General de las Empresas Distribuidoras
d. Anexo 1-5 Regulación
4. La Sección 2: Arquitectura del Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS, presenta la concepción
general del Sistema que hace parte de esta especificación y las características funcionales del
mismo.
5. La Sección 3: Capacidad y Desempeño, presenta en detalle las tablas que resumen el
dimensionamiento especificado, los tiempos de respuesta esperados, los escenarios de
pruebas y la disponibilidad especificada. Anexos particulares detallan condiciones
especificadas por Empresa.
6. La Sección 4: Interfaz de Usuario, presenta los requisitos de la interfaz de los usuarios del
Sistema.
7. La Sección 5: Hardware, detalla los requisitos mínimos de los equipos que deben ser
suministrados como parte del Sistema objeto de esta contratación.
8. La Sección 6: Software Básico, presenta las características de la arquitectura de software y
datos.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-11
Proyecto SIGDE Abril 2012
9. La Sección 7: SCADA, presenta la funcionalidad requerida de los programas solicitados para
la adquisición de datos y el mando remoto.
10. La Sección 8: Sistema de Gestión de la Información (SGI), especifica los requisitos de los
sistemas de almacenamiento histórico.
11. La Sección 9: Modelo de Operación del Sistema de Distribución (DSOM), presenta las
características básicas del DSOM, interfaz central para las funciones SCADA/OMS/DMS.
12. La Sección 10: Outage Management System (OMS), presenta los requerimientos de los
módulos que componen el OMS: TCS, Eventos OMS, FLISR, SM y CMS, así como del Sistema
Mobile Workforce Management (MWM).
13. La Sección 11: DMS en Tiempo Real, presenta la función de Flujo de Carga de Distribución
(DPF).
14. La Sección 12: DMS Modo de Estudio, presenta las funciones de análisis de la red de
distribución (Modo Estudio).
15. La Sección 13: Documentación, describe los requisitos de documentación tanto del proyecto
como de los sistemas.
16. La Sección 14: Aseguramiento de la Calidad, presenta los requisitos mínimos solicitados de
control de la calidad del suministro y el conjunto de pruebas que se requieren del Sistema
objeto de esta especificación.
17. La Sección 15: Capacitación, especifica los cursos y demás medios para preparar el personal
designado por el Contratante para la operación y mantenimiento del Sistema que hace parte
de esta contratación.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-12
Proyecto SIGDE Abril 2012
18. La Sección 16: Implementación y Gestión del Proyecto, describe los aspectos
organizacionales, de dirección y gestión del proyecto a ser aplicados para el correcto
desarrollo de los sistemas a ser suministrados.
19. La Sección 17: Mantenimiento y Actualización del Sistema, especifica lo solicitado con
respecto al mantenimiento y actualización del Sistema durante las diferentes etapas del
proyecto, correspondiente al hardware y software.
1.7 Anexo 1-1: Cronograma referencial
Adjuntar el cronograma
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-13
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.8 Anexo 1-2: Número de señales por Empresa
El Sistema SCADA/OMS-MWM/DMS deberá estar dimensionado para soportar a todas las Empresas Distribuidoras del país, sin embargo dentro de esta contratación se incluyen 7 Empresas resaltadas en el cuadro siguiente.
Posición Mando Medición Contadores Alarma Total Protección Calidad Total
1 EEQ (Quito) 48 3.640 1.636 3.110 668 15.529 24.583 3.044 8.608 11.652 36.235 888.751
2 EEASA (Ambato) 18 1.384 1.003 1.953 756 4.620 9.716 3.123 4.814 7.937 17.653 218.917
3 CNEL Guayas Los Ríos 21 2.941 1.314 3.312 1.268 11.738 20.573 4.987 6.235 11.222 31.795 277.352
4 CENTROSUR (Cuenca) 16 1.531 1.207 2.482 180 6.567 11.967 - 1.131 1.131 13.098 312.603
5 EEACA (Azoguez) 2 - - - 32.140
6 EERSSA (Loja) 26 5.962 2.601 5.332 1.080 13.475 28.450 3.786 6.032 9.818 38.268 164.537
7 EERSA (Riobamba) 13 1.291 986 2.192 440 7.594 12.503 2.300 2.465 4.765 17.268 152.030
144 16.749 8.747 18.381 4.392 59.523 107.792 17.240 29.285 46.525 154.317 2.046.330
8 CNEL Esmeraldas 17 1.856 1.378 3.135 642 10.970 17.981 3.327 3.567 6.894 24.875 115.077
9 CNEL Sucumbios 4 659 406 785 252 2.780 4.882 1.379 1.827 3.206 8.088 67.738
10 CNEL Santo Domingo 12 1.207 881 2.080 430 7.417 12.015 2.161 2.320 4.481 16.496 152.297
11 CNEL Bolívar 6 504 403 834 162 2.779 4.682 895 957 1.852 6.534 54.285
12 ELEPCOSA (Cotopaxi) 15 1.799 1.299 3.018 630 10.651 17.397 3.245 3.480 6.725 24.122 105.965
13 EMELNORTE (Tulcán) 18 2.062 1.513 3.478 718 12.225 19.996 3.705 3.973 7.678 27.674 207.360
14 EEP Guayaquil 34 4.546 3.181 3.910 668 18.909 31.214 4.961 4.553 9.514 40.728 600.535
15 CNEL Los Ríos 9 1.048 712 1.322 384 4.524 7.990 2.249 2.958 5.207 13.197 97.038
16 CNEL Milagro 13 1.580 1.066 1.987 588 6.866 12.087 3.349 4.437 7.786 19.873 134.250
17 CNEL Manabí 23 2.734 2.003 4.724 974 16.843 27.278 4.889 5.249 10.138 37.416 291.426
18 CNEL Santa Elena 14 1.635 1.207 2.838 582 10.111 16.373 2.917 3.132 6.049 22.422 103.960
19 CNEL El Oro 17 2.033 1.480 3.474 720 12.344 20.051 3.648 3.915 7.563 27.614 204.472
182 21.663 15.529 31.585 6.750 116.419 191.946 36.725 40.368 77.093 269.039 2.134.403
326 38.412 24.276 49.966 11.142 175.942 299.738 53.965 69.653 123.618 423.356 4.180.733
NUMERO DE SEÑALES POR EMPRESA
EMPRESAS A INTEGRARSE EN LA SEGUNDA ETAPA
Subtotal
ITEM EMPRESANUMERO
S/E
Subtotal
Total País
Señales de Operación Otras Señales Total
Señales
Clientes
Dic/2011
EMPRESAS A INTEGRARSE COMO PARTE DE ESTA CONTRATACION
1.9 Anexo 1-3: Siglas y Acrónimos
La siguiente es una lista de siglas, abreviaturas y elementos que son utilizados en esta especificación: ADC Convertidor Análogo Digital. Analog-to-Digital Converter. A&E Alarmas y Eventos (Alarm and Event) AMS Asset Management System API Application Program Interface. ASC Control supervisor automático. Automatic Supervisory Control AT Alta Tensión.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-14
Proyecto SIGDE Abril 2012
AVC Control de Voltaje automático. Automatic Voltage Control AVR Regulador de Voltaje automático. Automatic Voltage Regulator BCS Sistema de Control Backup (Backup Control System) BD Base de Datos. BDCONF Base de Datos de CONFiguración (en el SCADA). BDE Base de Datos de Explotación (en el SDA). BDSAC Base de Datos de tiempo real del SAC. BI Business Intelligence. BO Business Object. BT Baja Tensión. CCB Centro de Control de Backup. CCN Procesadores de Comunicación de Red. CCP Centro de Control Principal. CD-ROM Compac Disk.- Read Only Memory
CICs Controladores de interface de Comunicaciones (Communications Interface Controller)
CIM Common Information Model. Modelo Orientado a Objetos CIP Critical Infraestructure Protection CNP Procesadores de Red de Comunicaciones. Communication Network Processor CP Procesador de Comunicación. Communication Processor CPU Unidad Central de Proceso. DA Adquisición de Datos. (Data Adquisicion). DB Base de Datos. (Data Base). DAT Dispositivo de Almacenamiento digital en cintas DDS. (Digital Audio Tape). DDE Intercambio de datos Dinámicos. Dynamic Data Exchange. Decluttering Selección de los detalles a mostrar en un despliegue DLT Dispositivo de Almacenamiento. (Digital Linear Tape). DMZ Zona Desmilitarizada. Demilitarized Zone DNP Distributed Network Protocol. Protocolo de Red Distribuida. DMS Distribution Management System. DSA Dynamic Safety Analysis.
DVD-RW (Re-Writable) es un DVD regrabable en el que se puede grabar y borrar la información varias veces.
DVI-D Interfaz Visual Digital- Solo digital (Digital Visual Interface- Digital)
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-15
Proyecto SIGDE Abril 2012
EA Entrada Analógica. EMS Energy Management System.
Entrega La entrega de cualquier ítem se interpretará como el recibo del mismo en las instalaciones del Contratante.
EOS Salidas Programadas de Equipamiento (Equipment Outage Schedule)
EPRI Instituto Eléctrico de Investigación de potencia (Electric Power Research Institute)
ETD Equipo Terminal de Datos. EUS Sistema de Soporte de Usuario Externo. Evergreen Una evolución del sistema, programa de soporte y garantía. FAC Certificado de Aceptación Final (Final Acceptance Certificate) FAT Pruebas de Aceptación en Fábrica (Factory Acceptance Test). FEP Frontend de Comunicaciones. FTP Protocolo de transmisión de ficheros. (File Transfer Protocol). GA Generation Analysis. GDI Gestión de Descargos e Incidencias. Gateway Dispositivo para interconectar redes con protocolos y arquitecturas diferentes GDI Gestión de Descargos e Incidencias. GEN Generación. GENeration. GIN Sistema de Gestión de INformación. GPRS Servicio de datos móvil orientado a paquetes (General Packet Radio Service) GPS Sistema de Tiempo Real (Global Positioning System). G/TECH Sistema de Gestión Cartográfica GUI Interfaz Gráfica de Usuario (Graphical User Interface) HVDC Sistema de Alto Voltaje corriente continua (High Voltaje Direct Current). HIS Sistema de Gestión de información Histórica (Historical Information System). HMI Interface persona - máquina (Human Machine Interface). Hot stand by Sistema redundante en caliente. HTML Hyper Text Markup Language. HTTP Hyper Text Transfer Protocol. HW HardWare. Hz Hertzs. ICCP Inter Control Center Communications Protocol – TASE.2
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-16
Proyecto SIGDE Abril 2012
ID Identification. IEC International Electro-technical Commission. IED Intelligent Electronic Device. IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers. I/O Input/ Output. IP Internet Protocol. IPM Interfaz Persona Máquina. IS WAN Information Systems WAN. IS&R Information_Storage_and_Retrieval. IT Information Technology
ITU Unión de las Normas Internacionales de Telecomunicaciones. International Telecommunication Union (ITU).
KVM Unidad de teclado, vídeo, Mouse LAN Red local de comunicaciones (Local Area Network). LF Pronóstico de Carga. Load Forecast LP Linear Programming LTC Load Tap Changinng
LTO Tecnología de almacenamiento de datos en cinta magnética (Linear Tape-Open).
MCD Detección de cambio momentáneo. Momentary Changed Detection. MDS Monitoreo de Desempeño del Sistema. System Performance Monitoring. MMS-EASE Manufacturing Message Specification (API en lenguaje C para el MMS) MR Requerimiento Modificado. Modified Requirement. MVAr Mega Volt Ampere reactive. Potencia Reactiva. MVA Mega Volt Ampere. Potencia Reactiva. MW Mega Watt. Potencia Activa. MWM Mobile Workforce Management NA Network Analysis. Análisis de Red. NAT Network Address Translation. Traslado de Dirección de Red. NERC North American Electric Reliability Council.
NFPA Asociación Nacional de Protección contra el Fuego (National Fire Protection Association).
ODBC Object Database Connectivity. OEM Fabricante Original del Equipo (Original Equipment Manufacturer).
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-17
Proyecto SIGDE Abril 2012
OJT On the Job Training. OPF Flujo Optimo de Carga. Optimal Power Flow. OTS Simulador para Entrenamiento del Operador (Operator Training Simulator). PCS Sistema de Control Primario (Primary Control System). PF Flujo de Potencia. Power Flow. PI Sistema Histórico de OsiSoft. PIM Plataforma de Información y Medidas. PISC Plataforma Integrada de Sistemas de Control. POWER-ON Producto SCADA de G.E Energy. Pre-FAT Pruebas en Fábrica preliminares. Preliminary Factory Acceptance Test. PSNA Análisis de Red del Sistema de Potencia. Power System Network Analysis. PSS/E Formato de Intercambio de datos de Flujo de potencia de PTI.
Puesta en marcha
La puesta en marcha de un ítem se interpretará como el recibo del mismo en las instalaciones del Contratante, la instalación en el sitio, la finalización exitosa de las pruebas en el sitio y la corrección de todas las desviaciones detectadas en las pruebas.
QA Aseguramiento de la Calidad (Quality Assurance)
QADS Sistema de Aseguramiento de Calidad y Desarrollo (Quality Assurance Development System).
QOS Calidad de Servicio (Quality of Service). RAID Redundant Arrays of Independent Disks. RAM Memoria de acceso aleatorio (Random Access Memory).
RDBMS Sistema de Gestión de Base de Datos relacional (Relational Database Management System).
RJ11 Conector usado mayoritariamente para enlazar redes de telefonía. RISC Reduced Instruction Set Computer. RDSI Red Digital de Servicios Integrados. RT Tiempo Real (Real Time) RTDB Base de Datos de Tiempo Real (Real Time Database) RTU Unidad Terminal Remota (Remote Terminal Unit) SA Salida Analógica.
SAC Plataforma integradora de sistemas para la operación de redes de distribución (Sistemas de Ayuda a la Conducción).
SAT Pruebas de Aceptación en Sitio (Site Acceptance Test) SBT Sistemas de Ayuda a la Conducción de Baja Tensión.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-18
Proyecto SIGDE Abril 2012
SBO Selección previa a la Operación (Select Before Operate).
SCADA Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos. (Supervisory Control And Data Acquisition).
SCD Despacho restringido por Seguridad (Security Constrained Dispatch) SCS Sistema de Control de Supervisión (Supervision Control System)
SCSI Interface entre elementos de ordenadores (Small Computer System Interconnect).
SDB Source Data Base. SDA Sistema de Distribución de América. SEM Aplicación SAC Enterprise Manager. SGBDR Sistema de Gestión de Base de Datos Relacional. SGD Sistema de Gestión de Descargos. SGI Sistema de Gestión de Incidencias. SHERPA Producto SCADA de ELIOP, S.A. SIGO Sistema de Información y Gestión de la Operación. SISGO Sistema de Información de Gestión de la Operación. SMP Multiproceso simétrico. SMTP Simple Mail Transfer Protocol. SNMTP Simple Network Management Protocol. SNP Protocolo de los PLC Ge-Fanuc (Series Ninety Protocol).
SNMP Protocolo Simple de Administración de Red (Simple Network Management Protocol)
SO Sistema Operativo. SOBT Sistema de Operación de Baja Tensión (del SDE). SOE Registro cronológico de eventos (Sequence Of Events). SOW Statement Of Work. (aplicable opcionalmente a cada Empresa) SSEE Subestación de Distribución Eléctrica. SSH Mecanismo Encriptado de Acceso (Secure SHell)
SSO Procedimiento de autenticación que habilita al usuario para acceder a varios sistemas con una sola instancia de identificación (Single Sign-On)
SQL Structured Query Language SW SoftWare. TCO Terminal de Control y Operación. TASE2 Protocolo ICCP. TCP/IP Transmission Control Protocol / Internet Protocol.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-19
Proyecto SIGDE Abril 2012
TFT Transistor de Película Fina. Thin Film Transistor Thin Clients Clientes Livianos. TCUL Cambiador de Tap bajo carga / Tap Change Under Load. UI User Interface. UML Unified Modeling Language). UTC Tiempo Coordinado Universal (Universal Time Code). UTP Cable de Red de Par Trenzado sin Apantallar (Unshielded Twisted Pair). VCC Centro de Control Virtual. Virtual Control Center
VGA Se refiere tanto a una pantalla de computadora analógica estándar como a la resolución 640 × 480. Video Graphics Array.
VMD Es un componente del MMS (ISO 9506). Virtual Manufacturing Device. VPN Red Virtual Privada (Virtual Private Network). WAN Red de comunicaciones extensa (Wide Area NetworK). WS Puesto de Trabajo (Work Station). XML EXtensible Markup Language.
Zooming Escalamiento de imágenes o de despliegues.
1.10 Anexo 1-4: Información General de las Empresas
1.10.1 Eléctrica Regional Centrosur C.A. (EERCSCA)
1.10.1.1 Descripción General de EERCSCA
La Centrosur es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión
de 28.962 km2, que corresponde al 11.3% del territorio del Ecuador y comprende la provincia de
Azuay y parcialmente las provincias de Cañar y Morona Santiago. Actualmente, atiende a más de
311.000 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 7.6%. La empresa
cuenta con una potencia instalada superior a los261 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de 23
milKm. de redes de alta, media y baja tensión que le permiten atender con altos estándares de
calidad a sus clientes. La demanda es de 150 MW.
1.10.1.2 Estructura Organizacional de EERCSCA
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-20
Proyecto SIGDE Abril 2012
Figura 1.A.1. Organigrama de EERCSCA
1.10.1.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de EERCSCA
La red eléctrica de EERCSCA a gestionar está conformada por:
• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69kV.)
• Red de distribución de MT (niveles de 6.3, 13.8 y 22kV.)
• Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/240 V)
• 13 Subestaciones AT/MT (69/22, 69/13.8 KV)
• 3 Subestaciones MT/MT (22/6.3 o 4.16/13.8kV.)
• 15.700 Centros de transformación MT/BT (22.000/220, 13.800/220 o 6.300/220 V)
Dirección deAsesoría Jurídica
SecretaríaGeneral
RelacionesPúblicas
Dirección de Distribución
Dirección de Comercialización
Dirección de Planificación
Dirección de Sistemas Informáticos
Dirección Morona Santiago
DirecciónAdministrativo –
Financiera
Dirección de Telecomunicaciones
Dirección deTalento Humano
AuditoríaInterna
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-21
Proyecto SIGDE Abril 2012
Modelo Tecnología CapazProtocolo
Actual
Alimentadores 4 6.3 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Transformadores 2 22/6.3 CDG Electromecánico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O
Líneas 2 22 RXIDF - RXPD Electrónico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O
Alimentadores 5 6.3 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Transformadores 2 22/6.3 CDG Electromecánico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O
Líneas 2 22 Interruptores NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O
Alimentadores 5 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Tranformadores 2 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar Integrado al SCADA a través de I/O
2 69 7SD53 (SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
2 22 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Alimentadores 7 22 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Transformadores 2 69/22 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar Integrado al SCADA a través de I/O
2 69 7SD53 (SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
1 69 RXIDF - RXPD Electrónico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O
1 69 CDG Electromecánico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O
Alimentadores 6 22 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Transformadores 2 69/22 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar
2 7SD53 (SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
1 RET 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA
06
Alimentadores 3 22 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Transformadores 2 69/22 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar
3 69 7SD53 (SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
1 69 RXIDF - RXPD Electrónico NO N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O
Alimentadores 1 22 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar
Transformadores 1 69/22 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Líneas 2 69/22 RED 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA
Alimentadores 3 22 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Tranformadores 2 69/22 TPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Líneas 2 69 RED 670 (ABB)/7SD53(SIEMENS) Digital SI IEC61850/DNP3.0Integrado al SCADA
Alimentadores 3 22 REF 630 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA
Tranformadores 1 69/22 RET 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA
Líneas 1 69 RED 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA
Alimentadores 3 22 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Tranformadores 1 69/22 GEC Electromecánico No N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O
1 69 Electromecánico No N/A N/A Integrado al SCADA a través de I/O
1 69 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Integrado al SCADA
Alimentadores 4 22 REF 630 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA
Tranformadores 1 69/22 RET 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA
Líneas 1 69 RED 670 (ABB) Digital SI IEC61850 Integrado al SCADA
Alimentadores 3 13.8 Reconectador OVR - PCD (SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Sin integrar
Tranformadores 1 69/13.8 Reconectador OVR - PCD(ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar
Líneas 1 69 Fusible N/A N/A N/A N/A
Alimentadores 2 13.8 Reconectador OVR - PCD(ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar
Reconectador OVR - PCD(ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar
DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar
Líneas 1 69 DPU2000R (ABB) Digital SI DNP3.0 Sin integrar
Alimentadores 2 13.8 Reconectador 3AD - Argus(SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Sin integrar
Tranformadores 1 69/13.8 Reconectador 3AD - Argus(SIEMENS) Digital SI DNP3.0 Sin integrar
Líneas 1 69 Fusible N/A N/A N/A N/A
Estado de
AutomatizaciónObservaciones
01
02
03
Líneas
Subestación BahíaCANTI
DAD
NIVEL DE
TENSIÓN
(kV)
Equipamiento de Protección y ControlCaracterísticas para
Automatización
18
21
04
Líneas
05
Líneas
07
Líneas
Subestación de paso.
Líneas
09
12
14
15
22 Tranformadores 1 69/13.8
23
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-22
Proyecto SIGDE Abril 2012
Diagrama del Sistema de EERCSCA:
Figura 2.A.1. Diagrama Unifilar de EERCSCA
1.10.1.4 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de CENTROSUR
El Departamento de Supervisión y Operación tiene como responsabilidad la Operación del SEP, atención de reclamos y artefactos quemados y alumbrado público. Como sistemas de soporte dispone de: SCADA, SRI (Sistema de Registro de Interrupciones), integración SCADA – GIS y AVL El Centro de Supervisión y Operación del Sistema Eléctrico, que está ubicado dentro de la Dirección de Distribución, con la siguiente estructura.
69 KV
S/E 05
22 KV
69 KV
S/E 06
22 KV
S/E 10
CENTRAL HIDRAULICA SAYMIRIN
CENTRAL HIDRAULICA SAUCAY
S/E 20
S/E 11
S/E 19CORPANCHE
22 KV
S/E 01
22 KV
S/E 02
22 KV
22 KV
S/E 04
22 KV
S/E 27ERCO
69 KV
BIBLIAN
SAN LUIS
S/E 09S/E 28 − GUAPAN
22 KV
69 KV
22 KV
69 KV
69 KV
22 KV
S/E 07
69 KV
S/E CUENCA S.N.I.
69 KV
138 KV
69 KV
69 KV
22 KV
S/E 15
GUALACEO(CHIQUINTUR)
22 KVS/E TABACAY
EL DESCANSO
22
KV
69
KV
CARTOPELS/E 29
PROPIEDAD DE TRANSELECTRIC
S/E 12
HUABLINCAY
S/E 14 (LENTAG)
52022 52012
LIMON
S/E 23 S/E 22MENDEZ
S/E 21MACAS
PROPIEDAD DE E.E.AZOGUES
PROPIEDAD DE ELECAUSTRO
PROPIEDAD DE ELECAUSTRO
PROPIEDAD DE ELECAUSTRO
PROPIEDAD DE E.E.AZOGUES
22 KV
S/E 18 (CAÑAR)
22 KV
S/E AZOGUES 1
NA
S/E 03
GIS
22 KV
22 KV
S/EHIDROABANICO 2
6,3 KV
6,3 KV
22 KV
22 KV 22 KV
22 KV
69 KV
S/E SININCAY
230 KV
69 KV
PROPIEDAD DE TRANSELECTRIC
SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA
DIAGRAMA UNIFILAR
EMPRESA ELECTRICA REGIONAL CENTRO SUR C.A.
PROPIEDAD HIDROABANICO
CENTRALHIDROABANICO 1 H IDROABANICO 2
CENTRAL
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-23
Proyecto SIGDE Abril 2012
Donde:
El Centro de Contacto, que está ubicado dentro de la Dirección de Comercialización, apoyado con un IVR, recepta las necesidades (reclamos, requerimientos, información) de los clientes, es decir, mediante llamadas telefónicas o por cualquier medio se reciben los reportes de interrupciones del servicio, reclamos comerciales (incluye electrodomésticos quemados) y de telecomunicaciones. Cuando los reclamos son de tipo técnico o interrupciones del servicio eléctrico, son direccionados al COD (Centro de operación de la distribución). SISTEMA SCADA Del proveedor ELIOP, permite en cada subestación, el control de todos los interruptores, visualizar el estado de éstos y de los seccionadores, alarmas del sistema de protecciones y la medición de las principales magnitudes eléctricas. En el Puesto Central se tiene una red LAN que interconecta:
• Dos servidores de aplicación, principal y respaldo. � Sistema Operativo: Unix � Aplicación SCADA: sherpa v 5.2
• Dos servidores de base de datos, principal y respaldo. � Sistema Operativo: Unix � Base de datos: Oracle v 9i
• GPS, Router • Switch principal y respaldo • Cabina de discos
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-24
Proyecto SIGDE Abril 2012
• Puesto de Supervisión y Operación (Subestaciones), terminal workstation con dos pantallas (WINDOWS).
• Puesto de Reclamos (Distribución), terminal workstation con dos pantallas (WINDOWS). • Puesto de Administración, terminal workstation con una pantalla (WINDOWS). • Impresoras.
En las subestaciones se tiene:
• Concentradores de datos: (digitales, analógicos y pulsos) • Unidades terminales remotas (RTU), de ELIOP serie 4000, con red 485 enlaza varios IEDs
(DPU 2000R (ABB), SIPROTEC modelo 7SD53 (SIEMENS)) con protocolo DNP v 3.0 • Unidades terminales remotas (RTU), de ABB serie 560, con red 485 que enlaza IEDs con
protocolo DNP v 3.0 y a otros con protocolo 61850 • SYS 600 de ABB que permite tener un microscada en la subestación 18 formando una red
61850
Reconectadores Se encuentra en implementación un sistema para telecontrol y telegestión de los reconectadores instalados actualmente, a través del SCADA. Como parte del proyecto constan la implantación
DNP3
serial
Master
DNP3
LAN/WAN
Master
IEC 60870-5-
101 esclavoIEC61850 client DNP3 IEC61850
Base de
datos
Interfaz
para BD
1 RTU ELITEL4000 Sí No Sí NoSí (Cronólogico
de eventos)Si Si No
IEC 60870-5-
1014 0 3 No No No
2 RTU ELITEL4000 Sí No Sí NoSí (Cronólogico
de eventos)Si Si No
IEC 60870-5-
1015 0 3 No No No
3 RTU ELITEL4000 Sí No Sí NoSí (Cronólogico
de eventos)Si Si No
IEC 60870-5-
1019 0 2 No No No
4 RTU ELITEL4000 Sí No Sí NoSí (Cronólogico
de eventos)Si Si No
IEC 60870-5-
1019 0 5 No No No
5 RTU 560 ABB Sí Sí Sí SíSí (Cronólogico
de eventos)Si Si
Se
requiere
licencia
IEC 60870-5-
1011 9 0 No No No
7 RTU ELITEL4000 Sí No Sí NoSí (Cronólogico
de eventos)Si Si No
IEC 60870-5-
1016 0 3 No No No
9 RTU 560 ABB Sí Sí Sí SíSí (Cronólogico
de eventos)Si Si
Se
requiere
licencia
IEC 60870-5-
1012 2 0 No No No
12 RTU 560 ABB Sí Sí Sí SíSí (Cronólogico
de eventos)Si Si
Se
requiere
licencia
IEC 60870-5-
1016 1 2 No No No
14 SAS SYS600C ABB Sí Sí Sí Sí
Sí (Ver coIumna
IHM en Nivel de
Automatización
Si Si SíIEC 60870-5-
1011 6 0
MicroSCADA:
Control/Supervisión
de nivel 2,
Cronológico de
Eventos, listado de
Alarmas, Curvas de
tendencia, reportes.
BD Oracle
para
histórico de
Medidas,
A&E,
Equipos
primarios
OPC Data
Hub
15 RTU ELITEL4000 Sí No Sí NoSí (Cronólogico
de eventos)Si Si No
IEC 60870-5-
1014 0 2 No No No
18 SAS SYS600C ABB Sí Sí Sí Sí
Sí (Ver coIumna
IHM en Nivel de
Automatización
Sí Si SíIEC 60870-5-
1011 12 0
MicroSCADA:
Control/Supervisión
de nivel 2,
Cronológico de
Eventos, listado de
Alarmas, Curvas de
tendencia, reportes.
BD Oracle
para
histórico de
Medidas,
A&E,
Equipos
primarios
OPC Data
Hub
21 En concurso Sí Sí Sí SíSí (Cronólogico
de eventos)Si Si No
IEC 60870-5-
1014 0 No No No
22 Por implementarse
23 Por implementarse
PUESTO CENTRALSCADA DATA GATEWAY
(TRIANGLE MICROWORKS) No Sí Sí No
Sí (Cronólogico
de eventos) No No No
IEC 60870-5-
101 70 0 0 No No No
S/E CUENCA N/A
S/E SININCAY N/A
Históricos
Nivel de Automatización
Bahías
integradas
con I/O
SubestaciónTipo
Integración
hacia Nivel 3
(SCADA)
Bahías (IED)
Integrados vía
protocolo
IHM Nivel 2
Funciones Gateway (protocolos soportados)
Características Generales
Funciones de
Concentrador de
datos
I/O
Digitales
Entradas
AnalógicasIHM
N/A
N/A
N/A
N/A
ICCP con CENTRO DE CONTROL CENACE
ICCP con CENTRO DE CONTROL CENACE
N/A
N/A
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-25
Proyecto SIGDE Abril 2012
de un sub-sistema de telecomunicaciones para cada reconectador y un sub-sistema de adquisición de datos y control. El protocolo a utilizar es DNP 3 hasta un concentrador ubicado en el edificio matriz. Actualmente se encuentran 8reconectadoresintegrados al SCADA y se tiene 50 asignados para instalación en las líneas aéreas de distribución de la CENTROSUR, que en su momento deben ser integrados al sistema. Protocolos:
• Protocolo DNP v3.0 e IEC-61850 (Desde las RTUs a los IEDs) • Protocolo IEC 60870-5-101 (Desde RTUs al Puesto Central) • Protocolo ICCP para interconexión con el Centro de Control del CENACE.
Comunicaciones:
• Principal y respaldo a través de la red WAN de la Empresa.
Funciones del Sistema SCADA
• Supervisión Remota (permite conocer el estado de las instalaciones) • Control Remoto (permiten activar o desactivar equipos remotos: interruptores,
seccionadores) • Procesamiento de Información.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-26
Proyecto SIGDE Abril 2012
• Presentación de Gráficos Dinámicos (despliegue de pantallas con el diagrama unifilar de la subestación con información instantánea del comportamiento del mismo).
• Presentación de Alarmas (alerta al operador sobre la ocurrencia de condiciones anormales o eventos que pudieran requerir su intervención).
• Almacenamiento de Información Histórica (se registra y almacena información operacional y alarmas)
Las funciones indicadas son críticas para la operación del sistema. Las funciones siguientes no dispone el SCADA en explotación: • Generación de Reportes. • Presentación de Gráficos de Tendencias. • Programación de Eventos. Otras funciones, no asociadas directamente a las operaciones en una sala de control, pero igualmente importantes serían: • Diagnóstico de hardware y software. • Sistemas automatizados de mantenimiento preventivo y correctivo • Integración con otros sistemas operacionales. • Calibración de equipos.
1.10.2 CNEL Guayas Los Ríos
1.10.2.1 Descripción General de CNEL Guayas Los Ríos
La CNEL Guayas Los Ríos es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 10.511 km2, que corresponde al 4.0% del territorio del Ecuador y comprende las provincias de Guayas y Los Ríos y parcialmente las provincias de Manabí, Cotopaxi y Azuay. Actualmente, atiende a más de 273.000 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 6.9%. La empresa cuenta con una potencia instalada superior a los 283 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de 8 mil Km. de redes de alta, media y baja tensión que le permiten atender con altos estándares de calidad a sus Clientes. La demanda es de 239 MW.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-27
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.10.2.2 Estructura Organizacional de CNEL Guayas Los Ríos
Figura 1.A.2. Organigrama de CNEL Guayas Los Ríos
La operación y administración del Centro de Control lo realiza la Superintendencia de Operaciones y el mantenimiento preventivo y correctivo del Sistema de Comunicación así como de las Unidades Terminales Remotas, lo realiza la Superintendencia de Electrónica y Comunicaciones, las cuales dependen de la Dirección Técnica.
1.10.2.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de CNEL Guayas Los Ríos
La red eléctrica de CNEL Guayas Los Ríos a gestionar está conformada por:
• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69 kV.) • Red de distribución de MT (niveles de 13.8 kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/240 V) • 28 Subestaciones AT/MT (69/13.8 KV) • 0 Subestaciones MT/MT (22/6.3 o 4.16/13.8 kV.) • 25.441 Centros de transformación MT/BT ( 13.800/220 V)
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-28
Proyecto SIGDE Abril 2012
Diagrama del Sistema de CNEL Guayas-Los Ríos:
Figura 2.A.2. Diagrama Unifilar de CNEL Guayas Los Ríos
CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD
TRANSFORMADOR 1
CHINT (CHINA) 2009
DYn169/13.8 KV16/20 MVA
TRANSFORMADOR 2
CHINT (CHINA) 2009
DYn169/13.8 KV16/20 MVA
TRANSFORMADOR 1
6.53% BASE 10 MVA
PAUWELS (BELGIUM) 1996
Dyn169/13.8 KV
Tap 4
10/12.5 MVA
TRANSFORMADOR 2
6.53% BASE 10 MVA
PAUWELS (BELGIUM) 1996
Dyn169/13.8 KV
Tap 4
10/12.5 MVA
TRANSFORMADOR
TRANSFORMADOR
TRANSFORMADOR 1
8.02% BASE 12 MVA
ABB (POLAND) 1996YNyn0(d1)69/13.8 KV
Tap 4
12/16 MVA
TRANSFORMADOR 2
9.80% BASE 12 MVA
MiITSUBISHI (JAPAN) 1987YNyn0(d1)69/13.8 KV12/16 MVA
TRANSFORMADOR 1
8.55% BASE 12 MVA
TRAFO (Brazil) 2002
Dyn169/13.8 KV
Tap 5
12/16 MVA
TRANSFORMADOR
Dyn1
TRANSFORMADOR
6.94%
MITSUBISHI (JAPAN) 1987
Dyn169/13.8 KV
Tap 3
5 MVA
69/13.8 KV
TRANSFORMADOR
9.14% BASE 12 MVA
MITSUBISHI (JAPAN) 1998
Dyn169/13.8 KV
Tap 4
12/16 MVA
TRANSFORMADOR
6.85% BASE 5 MVADyn1
69/13.8 KV
Tap 4
5/6.25 MVATRAFO UNION (GERMANY) 1987
TRANSFORMADOR
Dyn169/13.8 KV5 MVA
OSAKA (JAPAN)
5.9%Tap 5
TRANSFORMADOR 1
CHINT (CHINA) 2009
Dyn169/13.8 KV
Tap 3
16/20 MVA
Dyn1
TRANSFORMADOR
6.80 %
SHILLIN (TAIWAN) 1987
Dyn169/13.8 KV
Tap 3
2.5 MVA
TRANSFORMADOR
TRANSFORMADOR 1
8.55% BASE 12 MVA
TRAFO (Brazil) 2002
Dyn169/13.8 KV
Tap 3
12/16 MVA
TRANSFORMADOR 1
CHINT (CHINA) 2009)
Dyn169/13.8 KV
Tap 3
16/20 MVA
TRANSFORMADOR 2
CHINT (CHINA) 2009
Dyn169/13.8 KV
Tap 3
16/20 MVA
TRANSFORMADOR 1
9.07%
MITSUBISHI (JAPAN) 1988
Dyn169/13.8 KV
Tap 3
12/16 MVA
TRANSFORMADOR
8.2 % a 10 MVADyn1
69/13.8 KV
Tap 4
10/12.5 MVAOSAKA (JAPAN) 1982
TRANSFORMADOR 1
6.92 %
MITSUBISHI
Dyn169/13.8 KV
Tap 4
5 MVA
TRANSFORMADOR 2
TRANSFORMADOR
Dyn169/13.8 KV
TRANSFORMADOR 1
Dyn169/13.8 KV
7.1% BASE 5 MVA
CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD
7.95% BASE 16 MVA 7.95% BASE 16 MVA
CHINT (CHINA) 2009
DYn169/13.8 KV16/20 MVA
8% BASE 16 MVA
Tap 4
TRAFO
Dyn169/13.8 KV
Tap 3
5/6.25 MVA
67/13.8 KV
DYn167/13.8 KV
DYn169/13.8 KV
DYn167/13.2 KV
67/13.2 KV
67/13.2 KV
69/13.8 KV
Dyn1
OASA
Dyn169/14.8 KV
13.2%
Tap 3
TIBB
Dyn167/13.2 KV
6.84%
Tap 1
TUSA
YDn1138/13.8 KV
12%
23.2/29.5MVA
Tap 3
8.2%
Tap 4
8% 8%
TAP 1
TRANSFORMADOR
Dyn169/13.8 KV
Dyn169/13.8 KV
8.02%
6.94%
DYn169/13.8 KV
TRANSFORMADOR
TRANSFORMADOR
TRANSFORMADOR
Dyn169/13.8 KV4 MVAABB
5.9%Tap 5
TRANSFORMADOR
Dyn169/13.8 KV
8.19%
TRANSFORMADOR
Dyn169/13.8 KV
8.02%
CONJUNTO GIS
TRANSFORMADOR 1
Dyn169/13.8 KV
TRANSFORMADOR
Dyn169/13.8 KV
7.1% BASE 5 MVA
TAP 1
Dyn1
TRANSFORMADOR
Tap 3
TRANSFORMADOR
TRANSFORMADOR 1
8.55% BASE 12 MVA
TRAFO (Brazil) 2002
Dyn169/13.8 KV
Tap 5
12/16 MVA
TRANSFORMADOR
Dyn1
TRANSFORMADOR
6.94%
MITSUBISHI (JAPAN) 1987
Dyn169/13.8 KV
Tap 3
5 MVA
69/13.8 KVTRANSFORMADOR
6.85% BASE 5 MVADyn1
69/13.8 KV
Tap 4
5/6.25 MVATRAFO UNION (GERMANY) 1987
TRANSFORMADOR
Dyn169/13.8 KV5 MVA
OSAKA (JAPAN)
5.9%Tap 5
TRANSFORMADOR 1
CHINT (CHINA) 2009
Dyn169/13.8 KV
Tap 3
16/20 MVA
Dyn1
TRANSFORMADOR
OASA
Dyn169/14.8 KV
13.2%
Tap 3
TIBB
Dyn167/13.2 KV
6.84%
Tap 1
TUSA
YDn1138/13.8 KV
12%
23.2/29.5MVA
Tap 3
8.2%
Tap 4
TRANSFORMADOR
Dyn169/13.8 KV
Dyn169/13.8 KV
TRANSFORMADOR 1
Dyn169/13.8 KV
CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD
CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-29
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.10.2.4 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de CNEL Guayas Los Ríos
DESCRIPCION DEL SISTEMA SCADA DE CNEL GUAYAS LOS RÍOS El Sistema SCADA de CNEL Guayas Los Ríos está compuesto por tres Subsistemas que son: • El Sistema de Control. • El Sistema de Comunicaciones. • El Sistema de Ejecución de Comandos y Adquisición de Datos. El sistema de Control. Esta formado por el procesador de comunicaciones o gateway, la Interfaz HMI en la computadora del Centro de Control y la red Ethernet que enlaza a los dos. El Sistema de Comunicaciones. El sistema de comunicaciones esta formado por las radios Darcom 9000 existentes en cada RTU las cuales transmiten en Half Duplex y cuya frecuencias de Transmisión y Recepción son: RX: 927,7375MHZ; TX: 952,7375MHZ , y la Repetidora ubicada en el cerro de Lourdes en la provincia de Bolivar a 3263 Mts. de altura. También existen la repetidora digital MDS9790B que presta servicio actualmente a 4 equipos de comunicación tipo MDS9790B. El Sistema de Ejecución de Comandos y Adquisición de Datos. Esta constituido por las Unidades Terminales Remotas pertenecientes a la familia MOSCAD 300 y ACE3600 de Motorola. Las RTU’s están distribuidas e instaladas en: • 20 Subestaciones de Reducción 69/13.8 KV. (por instalarse en 8 faltantes) • 1 Centro de Control
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-30
Proyecto SIGDE Abril 2012
Diagrama esquemático del Sistema SCADA
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-31
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.10.3 Empresa Azogues C.A. (EEACA)
1.10.3.1 Descripción General de EEACA
La Empresa Eléctrica Azogues C.A., es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 1.187 km2, que corresponde al 0.5% del territorio del Ecuador y comprende parcialmente la provincias de Cañar. Actualmente, atiende a más de 31.000 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 0.8%. La empresa cuenta con una potencia instalada superior a los 27 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de 2 milKm. de redes de alta, media y baja tensión que le permiten atender con altos estándares de calidad a sus clientes. La demanda es de 16.35 MW del mes de Diciembre.
1.10.3.2 Estructura Organizacional de EEACA
Figura 1.A.1. Organigrama de EEACA
1.10.3.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de EEACA
1. La red eléctrica de EEACA a gestionar está conformada por:
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-32
Proyecto SIGDE Abril 2012
• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69kV.) • Red de distribución de MT (niveles de 22 kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/240 V) • 1 Subestaciones AT/MT (69/22 KV) • 0 Subestaciones MT/MT (22/6.3 o 4.16/13.8kV.) • 1.322 Centros de transformación MT/BT (22.000/220, 13.800/220 V)
Diagrama del Sistema de EEACA:
Figura 2.A.1. Diagrama Unifilar de EEACA
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-33
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.10.3.4 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de EEACA
En la Figura anterior se indica el Sistema de Comunicaciones que dispone actualmente la Empresa Eléctrica Azogues que sirve como una red de datos para el cobro de las planillas del Sistema Comercial y dar el servicio de Internet. La Empresa no dispone de un Sistema SCADA.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-34
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.10.4 Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. (EEASA)
1.10.4.1 Información General de la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. (EEASA)
La Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 41.000 km2, que corresponde al 15.9% del territorio del Ecuador y comprende las provincias de Tungurahua, Pastaza y parcialmente las provincias de Morona Santiago y Napo. Actualmente, atiende a más de 218.311 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 5.3%. La empresa cuenta con una potencia instalada superior a los 145 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de sus 11 mil Km. de redes de alta, media y baja tensión que le permiten atender con altos estándares de calidad a sus clientes. La demanda es de 90 MW.
1.10.4.2 Estructura Organizacional de EEASA
Figura 1.A.1. Organigrama de EEASA
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-35
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.10.4.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de EEASA
La red eléctrica de EEASA a gestionar está conformada por:
• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69 kV.) • Red de distribución de MT (niveles de 13.8 kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/208, 120/240 V) • 12 Subestaciones AT/MT (69/13.8 KV) • 1 Subestación MT/MT (4.16/13.8 kV.) • 1 Subestación MT/MT (6.9/13.8 kV.) • 9.315 Centros de transformación MT/BT ( 13.800/208/220 o 7.96/120/220/240 V)
Diagrama del Sistema de EEASA:
Figura 2.A.1. Diagrama Unifilar de EEASA
1.10.4.4 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de EEASA
Componentes del sistema del centro de control existente y descripción de las características más notorias de cada uno de ellos, en cuanto a:
A1
A2
BAÑOS
AMBATOMONTALVO
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-36
Proyecto SIGDE Abril 2012
1. Software
SERVIDOR 1 (AMBATO1) TRU64 UNIX ALPHA TRAD LIC Traditional TRU64 UNIX BASE DS20/DS20E/DS2 System License TRU64 UNIX SV EXT TRAD LIC Traditional DEC LSM U/A TRAD LIC Traditional SERVIDOR 2 (AMBATO2) TRU64 UNIX ALPHA TRAD LIC Traditional TRU64 UNIX BASE DS20/DS20E/DS2 System License TRU64 UNIX SV EXT TRAD LIC Traditional DEC LSM U/A TRAD LIC Traditional Producto ELIOP: SCADA SHERPA V4.4 2 usuarios Entorno de instalación: Servidores principales y servidor de IHM: DIGITAL UNIX 4.0G Producto Oracle: Licencia de Aplicación Específica sobre productos RACLE, en el entorno siguiente: 5 usuarios Oracle Database Standard Edition v8.0 para plataforma de hardware y sistema operativo TRUE64 V4.0.
2. Hardware
SERVIDOR 1 (AMBATO1) Marca: COMPAQ Series ET2002 Modelo: DA-56PAB-EA SN: AY31000983 REV: A01 Made in UK Disco COMPAQ 18.2 GB ULTRA3 SCSI Unidad cinta 20/40 GB DAT Lector CD Lector floppy 3.5" Monitor hp 2335, product: P9615A, serial CNP533Z0F7, Aug/2005, China Teclado Compaq, model KB-9965, serie B0A2ABK7O73HV, spanish Mouse Genius GM-03022P XSCROLL, S/N: 153546903327 SERVIDOR 2 (AMBATO2) Marca: COMPAQ
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-37
Proyecto SIGDE Abril 2012
Series ET2002 Modelo: DA-56PAB-EA SN: AY31000982 REV: A01 Made in UK Disco COMPAQ 18.2 GB ULTRA3 SCSI Unidad cinta 20/40 GB DAT Lector CD Lector floppy 3.5" Monitor hp 2335, product: P9615A, serial CNP423Z0JV, May/2004, China Teclado Compaq, model KB-9965, serie B0A2ABK7O73HW, spanish Mouse Compaq Logitech, S/N: F4547X15BOAO17 STORAGE COMPARTIDO POR AMBATO1 Y AMBATO2 Marca: COMPAQ Modelo: DS-BA356-RD SN: CT30900001 REV: B01 2 Discos COMPAQ 18.2 GB DS-RZ1ED-VW
• Estaciones Remotas
ABB RTU560 CMU type: 560CMU05 Process Archive File Archive PLC IEC61850 Client IEC61850 Server Basic key ABB --- RTU 560 --- WBLC50000R9A01 1KGT201520R7000 Copyright 2010 ABB AG Firmware PBP WBLVPA La RTU560 con sus sofisticadas capacidades de comunicación también puede usarse como una pasarela de comunicaciones. Una pasarela cambia un protocolo de comunicaciones a otro. Típicamente, a nivel de estación, puede haber muchos protocolos de comunicaciones empleados, desde el IEC60870-5-103, SPABUS hasta el nuevo estándar IEC61850.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-38
Proyecto SIGDE Abril 2012
A nivel de red, se emplean diferentes protocolos de comunicaciones, los que se emplean típicamente son IEC60870-5-101, IEC60870-5-104 (TCP/IP), o DNP3. La RTU560, cuando funciona como pasarela de comunicaciones, convierte los protocolos de la estación a los protocolos de red, y viceversa. ELIOP ELITEL 5000 Aplicación de Arranque. Fecha = 18/01/07-11:00 Código = 13850194 Versión = 02.02 Descripción = ELITEL-5000. ArrSo Basic Dirección = 0xFFF00000 Longitud = 1048576 octetos Checksum = 0xA9C9 Aplicación completa. Fecha = 03/03/08-14:30 Código = 13850257 Versión = 02.14 Descripción = ELITEL-5000. TRONCAL Dirección = 0xFD000000 Longitud = 2621440 octetos Checksum = 0x5FA5 UNIDAD REMOTA DE TELECONTROL ELITEL- 5000 La Estación Remota ELITEL-5000 pertenece a la SERIE 5 de Equipos de Telecontrol desarrollados por ELIOP. El ELITEL-5000, está compuesto por uno o varios chasis de 19” para montaje sobre bastidor (fondo de armario o armario de puerta pivotante), en el que se insertan los distintos módulos que constituyen el equipamiento de la Unidad de Control. Las dimensiones del equipo ELITEL-5000 son las siguientes: 482.6 mm x 177 mm x 217.8 mm (Ancho: 19” x Alto: 4U x Profundidad ) La arquitectura del ELITEL-5000 es modular y distribuida. El chasis del ELITEL-5000 dispone de 16 posiciones (o slots) totales para el equipamiento de los distintos módulos que componen la Unidad de Control. El equipamiento básico de toda Unidad de Control basada en ELITEL-5000 integra, en las dos primeras posiciones del lateral izquierdo del chasis, los módulos de fuente de alimentación (MFA-57x) y procesador (MPB-570), respectivamente. Las siguientes posiciones quedan libres para el equipamiento de los distintos módulos compatibles con la Unidades de Control de la SERIE-5:
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-39
Proyecto SIGDE Abril 2012
l módulos de Entradas Digitales (MLE-5xx), l módulos de Salidas Digitales (MLS-5xx), l módulos de Interfaz de Periféricos o comunicaciones (MIP-5xx), y l módulos de Entradas Analógicas (MAE-56x). l módulos de Salidas Analógicas (MAS-56x). Los distintos módulos ocupan, típicamente, una posición en el chasis o como máximo dos. Estos módulos se insertan sobre back-panel o panel trasero, el cual constituye un bus para la distribución de señales y alimentaciones a los distintos módulos que integran el equipo. El frontal de los módulos está constituido por una carátula donde están dispuestos los conectores y elementos de señalización externos. La carátula dispone de sendos tornillos en la parte superior e inferior para el anclaje del módulo al chasis del equipo. A su vez, la carátula dispone de dos etiquetas: la superior identifica el módulo y la inferior describe, si aplica, alguna característica eléctrica relevante del módulo (p.e. tensión de bobinas en módulos de Salidas Digitales MLS-56x). Protocolos: IEC 60870-5-101, 104, Modbus, DNP 3.0 SIEMENS Automation Unit TM 1703 ACP Technical data ■ Protocols: IEC 60870-5-101, 103, 104, IEC 61850, Profibus DP, SAT SSI, SAT PCMBA, Modbus, DNP 3.0, IEC 61107, ... ■ Closed- and open-loop control function: 512 kB for user program, about 50,000 variables and signals, of which 2,000 buffered, 250 buffered setpoint values ■ EMC: IEC 60870-2, IEC 60255, IEC 61000, EN 50082, ... ■ Supply voltage: Master control element: 24 – 60 VDC + 30 %/– 20 % Peripheral element: 24 – 60 VDC + 30 %/– 25 %; 110 – 220 VDC + 25 %/– 25 % ■ Temperature range: Master control element: – 25 ... + 65 °C (depending on equipment) Peripheral element: – 25 ... + 70 °C ■ Dimensions: Master control element: 306 x 155 x 75 mm Peripheral element: 630 x 127 x 72 mm = fully configured peripheral element with 8 I/O modules
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-40
Proyecto SIGDE Abril 2012
3. Sistema de Comunicaciones
• Otros aspectos como fecha de puesta en servicio Maestra SCADA: Noviembre 2003 Remotas Elitel 4000: 1994 Remotas RMIX-4: 1998 Remotas Elitel 5: 2005 Remotas Elitel 5000: 2007 Remotas ABB RTU560: 2010 - 2011
Remota Siemens TM1703: 2011
• Incluir una lista de los tipos de estaciones maestras SCADA y remotas (RTU’s), indicando fabricante y tamaño en número de puntos supervisados
Tipo Fabricante Marca/Modelo Tamaño
Maestra SCADA
Hardware: Compaq Software SCADA: Eliop Software SO: DEC y ORACLE
SHERPA v4.4 3186 PUNTOS SUPERVISADOS 831 EN HISTORICOS
Remota subestación Huachi
ELIOP ELITEL 5000 333
Remota ELIOP ELITEL 5000 152
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-41
Proyecto SIGDE Abril 2012
subestación Tena Remota subestación Samanga
ABB RTU560C 258
Remota subestación Pelileo
ABB RTU560C 230
Remota subestación Baños
ABB RTU560C 387
Remota subestación Puyo
ABB RTU560C 564
Remota subestación Mushullacta
SIEMENS TM1703 407
Remota subestación Atocha
ABB RTU560C 114
Remota subestación Montalvo
ABB RTU560C 104
Remota subestación Loreto (A ser reemplazada por otra multiprotocolo durante 2012.)
ELIOP ELITEL 4000 (PROTOCOLO GESTEL DE ELIOP)
104
Remota subestación Oriente (A ser reemplazada por otra multiprotocolo durante 2012.)
ELIOP ELITEL 5 (PROTOCOLO GESTEL DE ELIOP)
299
Remota subestación Píllaro (A ser reemplazada por otra multiprotocolo durante 2012.)
ELIOP ELITEL 5 (PROTOCOLO GESTEL DE ELIOP)
96
Remota subestación Lligua (A ser reemplazada por otra multiprotocolo durante 2012.)
ELIOP RMIX-4 (PROTOCOLO GESTEL DE ELIOP)
138
3.2 Describir por medio de un diagrama de bloques la configuración actual del sistema y
describir las funciones que actualmente desempeñan. Indicar si existen otros sistemas SCADA en las subestaciones de su Empresa.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-42
Proyecto SIGDE Abril 2012
3.3 ¿Qué tipo de protocolos de comunicación utiliza su Empresa para la interconexión con la Red
de Área local (LAN)? ¿Con las RTUs y con otras empresas?
TCP/IP. La gestión de protecciones se la realiza a través de IEC61850 pero actualmente no se la hace a través del sistema SCADA. Con las RTUs se utilizan: IEC 870-5-101/104 sobre TCP/IP (microonda y FO)
GESTEL propietario de ELIOP (enlaces UHF) Con otras empresas no se tiene actualmente interconexión.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-43
Proyecto SIGDE Abril 2012
3.4 Liste todas y cada una de las funciones realizadas por el sistema SCADA existente ¿Qué tipo de funciones se consideran críticas en su Empresa y cuáles se consideran no críticas?
Interfaz Hombre-Máquina Crítica Adquisición de datos de campo Crítica Ejecución de telecomandos Crítica Manejo de información histórica Crítica Comunicaciones Crítica Planificador de tareas No crítica Usuarios/Privilegios/Áreas de responsabilidad No crítica Análisis post-disturbio No crítica Coloración topológica No crítica Modos de operación Fail-Over Crítica Gestión de bases de datos Crítica Personalización de la aplicación No crítica 3.5 Favor suministre un diagrama de planta de la sala de computadores de la estación maestra,
mostrando las dimensiones de la sala y la disposición de los equipos.
3.6 Realice un diagrama de bloques del sistema ininterrumpido de alimentación (UPS) y del
sistema auxiliar de emergencia.
Se cuenta con un UPS on-line de 3 kVA con un banco de baterías de respaldo para 4 horas, que alimenta a los dos servidores y auxiliares de comunicación (switch, servidor de comunicaciones, radio módem).
Además se tiene un UPS on-line de 1 kVA con un banco de baterías de respaldo para 4 horas, que alimenta a los dos monitores de la aplicación
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-44
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.10.5 Empresa Eléctrica Quito (EEQSA)
1.10.5.1 Descripción General de EEQSA
La Empresa Eléctrica Quito es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 15.000 km2, que corresponde al 5.85% del territorio del Ecuador y comprende la provincia de Pichincha y parcialmente las provincias de Napo y Cotopaxi. Actualmente, atiende a más de 870.000 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 22% de la demanda nacional. La empresa cuenta con una capacidad instalada de 97 MW de generación hidráulica y 34,2 MW de generación térmica, además una potencia instalada superior a los 2.125 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de 267.64 km de líneas de subtransmisión, 7.348,88 km. de redes de medio voltaje y 6.588.85 km de redes de bajo voltaje que le permiten atender con altos estándares de calidad a sus clientes. La demanda es de 663,57 MW.
1.10.5.2 Estructura Organizacional de EEQSA
Figura 1.A.1. Organigrama de EEQSA
1.10.5.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de EEQSA
La red eléctrica de EEQSA a gestionar está conformada por:
• Red de subtransmisión (niveles de 138 y 46 kV actualmente y 69 Kv en construcción.) • Red de distribución de MT (niveles de 6.3, 13.8 y 22.8 kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3F 121/210, 2F 120/240 V) • Subestaciones AT/MT (138/46, 138/22.8, 46/22.8, 46/13.8, 46/6.3 KV)
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-45
Proyecto SIGDE Abril 2012
• 32.995 Centros de transformación MT/BT
Diagrama del Sistema de EEQSA
Archivos adjuntos:
DIAUNI03OCTUBRE2011.dwg
Diagrama Unifilar SEQ 2021 V.ago.2011.dwg
Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de EEQSA En el Centro de Control de la EEQ,S.A, contamos con los siguientes componentes: Rack del Centro de Cómputo. Dos Servidores Scadas Marca SUN Sistema Operativo Solaris 10. Ejecuta el Aplicativo Sherpa Dos Servidores de Base Histórica Marca SUN Sistema Operativo Solaris 10. Ejecuta la Base de Datos Oracle 9i Un servidor Web. PC, HP Sistema Operativo XP Ejecuta el aplicativo web, basado en java. Dos Cabinas de Discos Una, para la base de datos históricos Una, para el aplicativo DMS que no se encuentra operativo. Dos GPS, para sincronización. Dos Switchs, que permiten realizar la redundancia de la red LAN, N3 FESX424 con 24 puertos 10/100/100. Dos Router/Firewall Cisco 2801-hsec/k9 Consolas de Operación
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-46
Proyecto SIGDE Abril 2012
Las consolas de los Operadores están distribuidas, de la siguiente manera: • PC, marca HP • Sistema Operativo XP • Tres consolas de operación y una de emergencia, cada una de ellas con tres monitores
planos de 21”, donde se ejecuta la IHM, del Sherpa, en los que se despliega los diagramas unifilares, listado de alarmas y cronológicos de eventos.
Un puesto de Mantenimiento con dos monitores planos de 21”, donde se ejecutan los aplicativos de gestión de redes, RTUs, Gatewall, para las labores de integración de subestaciones al Sherpa. Un videowall, de ocho paneles, se ejecuta en un PC, con sistema operativo Windows XP, el cual es considerado como un puesto adicional de operación. En las subestaciones Contamos con: RTUs, ELITEL 4000, del fabricante Eliop. RTUs, ELITEL 5000, del fabricante Eliop. Gateway, NT/NR, del fabricante Eliop. IEDs, para control y protección de marca ABB, (series 670, REF 541,545), SIEMENS, (Siprotec 7Sj6xx) General Electric,( Multilin, F60, D60 y T35.) Cinco paneles PCs, PPC-5350GS, con sistema operativo Windows XP, cada uno instalado en una subestación especifica, donde se ejecuta el sherpa de manera local, realizando funciones de monitoreo y control. El sistema de comunicaciones, está basado en una anillo de fibra óptica, en casi un 85% de cobertura, el restante con medios de comunicación de: radio frecuencia, inalámbrica, PLC, y GPRS. El proceso de implementación del SCADA y la automatización de las subestaciones inicio en el año 2009. Hasta el momento están integradas al SCADA del Centro de Control, tres tipos de arquitecturas que las hemos denominado: Subestaciones completas
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-47
Proyecto SIGDE Abril 2012
Subestaciones Intermedias Subestaciones Básicas
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-48
Proyecto SIGDE Abril 2012
Los puntos supervisados por el Scada del Centro de Control y los Scadas Locales, corresponden a la siguiente clasificación: Aplicativo Clase de Punto Promedio Número
de Puntos Capacidad de expansión
Scada Sherpa Centro de Control
Entra Digitales 13883 100000 puntos Salidas Digitales 680
Entradas Analógicas 4667 Calculadas 164
Scadas Locales con paneles PC
Entra Digitales 591 4000 puntos Salidas Digitales 16 Entradas Analógicas 183 Calculadas 30
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-49
Proyecto SIGDE Abril 2012
Protocolos de comunicación para la interconexión con la Red de Área local (LAN), RTUs y con otras empresas Desde las subestaciones al Centro de Control, utilizamos el protocolo IEC-104, IEC-101 y DNP3 para el caso de los reconectadores. Un canal exclusivo para el Centro de Control del CENACE, en protocolo ICCP. Dentro de las subestaciones manejamos como estándar los siguientes protocolos; 61850, DNP3, IEC-103, Mobus, etc, e IEC-104 en subestaciones nuevas. Funciones realizadas por el sistema SCADA existente Listado de funciones criticas: Todas las funciones básicas de un sistema SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de los Datos), que nos permiten monitorear la red, son consideradas críticas, excepto las que se consideran como no criticas. Mediante la redundancia y la configuración adecuada de los equipos se debería garantizar el 99.97 % de disponibilidad.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-50
Proyecto SIGDE Abril 2012
Listado de las no críticas: Aunque no se consideren críticas deberán disponer de por lo menos un 98% de disponibilidad, entre estas tenemos: Generación de Base de Datos. Generación y modificación de despliegues. Creación y modificación de reportes. Servicio Web.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-51
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.10.6 Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. (EERSSA)
1.10.6.1 Descripción General de EERSSA
La EERSSA es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 22.721 km2, que corresponde al 8.3% del territorio del Ecuador y comprende las provincias de Loja, Zamora y parcialmente la provincias de Morona Santiago. Actualmente, atiende a más de 160.000 clientes con una participación en el mercado ecuatoriano cercana al 4.1%. La empresa cuenta con una potencia instalada superior a los 110 MVA (mega-volt-amperios) a lo largo de 12 mil Km. de redes de alta, media y baja tensión que le permiten atender con altos estándares de calidad a sus clientes. La demanda es de 51 MW.
1.10.6.2 Estructura Organizacional de EERSSA
Figura 1.A.1. Organigrama de EERSSA
1.10.6.3 Generalidades del Sistema Eléctrico de EERSSA
La red eléctrica de EERCSCA a gestionar está conformada por:
NIVEL DE GOBIERNO
NIVEL DECONTROL
NIVELDIRECTIVO
NIVELEJECUTIVO
NIVEL DEASESORIA
NIVEL DEAPOYO
NIVEL
OPERATIVO
EMPRESA ELECTRICA REGIONAL DEL SUR S.A.
ORGANIGRAMA ESTRUCTURAL
DIRECTORIO
PRESIDENCIAEJECUTIVA
COMITÉ DE COORDINACIÓN
Y GESTIÓN
ASESORIAJURIDICA
SECRETARIAGENERAL
CORDINACIÓNDE PRE. EJEC.
GERENCIA DEINGENIERIA Y
CONSTRUCCION
GERENCIA DEOPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO
GERENCIA DECOMERCIALIZACIÓ
N
SUPER. DE GENERACIÓN
SUPER. DE SUBESTACIONES
SUPER. DE LINEAS Y REDES
(ZONA 1 Y 2)
COMISARIO
JEFATURA DEAGENCIAS
JEAFTURA DECLIENTES
JEFATURA DEFACTURACIÓN
JEFATURA DE RECAUDACIÓN
AUDITORIAINTERNA
SUPER. ADM. Y SERVICIOS
GENERALES
CONTABILIDADGENERAL
SUPERV. DEINV. Y AVALUOS
JEFATURA PRESUPUESTO
JEFATURA DETESORERIA
JEFATURA DEADQUISICIONES
JEFATURA DEBODEGAS
COMITÉ TÉCNICO-COMERCIAL
JUNTA GENERAL DEACCIONISTAS
SUPER. DE PLANIFICACION
GERENCIA DEFINANZAS
SUPER. DEINGENIERÍA Y
CONSTR.
GERENCIA DEGESTIÓN
AMBIENTAL
SUPER. DE CONTROL DE
ENERGIA
SUPER. DE SISTEMAS
GERENCIA DEPLANIFICACIÓN
SUPER. DE INSTALACIONES
JEAFTURA SERV. GENERALES
JEAFTURA TRANS. Y TALLERES
JEAFTURA SEGURIDAD INDUSTRIAL
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-52
Proyecto SIGDE Abril 2012
• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69 kV.) • Red de distribución de MT (niveles de 13.8 y 22 kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/240 V) • 20 Subestaciones AT/MT (69/22, 69/13.8 KV) • 4 Subestaciones MT/MT (22/22 o 13.8/13.8 kV.) • 11.868 Centros de transformación MT/BT (22.000/220 o 13.800/220 V)
Diagrama del Sistema de EERSSA:
Figura 2.A.1. Diagrama Unifilar de EERSSA
1.10.6.4 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de EERSSA
Actualmente se tiene implementada la Primera Etapa del SCADA, que consiste en la implementación del Centro de Control y la integración de 7 Subestaciones, en las que se encuentran instaladas un total de 83 interruptores, 101 Seccionadores, de diferentes niveles de tensión (69, 22, 13.8, 4,16 y 2,3 kV). Se monitorean señales analógicas y digitales de 10
VILLONACO# 0116
S/E # 01
CONSACOLA
# 0115
GIS 1
SNI CAYETANO
CATAMAYO
50.081 KM266.8 MCM
LT YANACOCHA - CUMBARATZA
1/0 CU16.08 KM
SAN CAYETANO - SAN RAMON
52
D
062
SER VICIOS AUTO TRANS.
X2X3
Y2
Y3
X1
14252
Y1
40
AUXILIARES
521Ø2
520Ø2
MVA
CARIAMANGA CATACOCHA
S/E # 05
CATAMAYO
# 0511
MALCA
# 0512
EL TAMBO
LOJA
PARQUE
GIS1
# 1914 # 1913# 1912# 1911
MOTUPERESERVA CHUQUIRIBAMBA
S/E # 19
# 0913
SAN LUCAS SARAGURO
# 0912# 0911
MANU
S/E # 09
MALACATOSRUMISHITANA VILCABAMBA# 2113 # 2112 # 2111
VALLADOLID# 2223 # 2222ZUMBA
# 2221PALANDA
S/E # 22
# 2014RESERVA
# 2013 # 2012 # 2011CAJANUMAYAGUARCUNA
PIO
2/0 ACSR21.30 KM
YANZATZA
22KV
22KV
S/E # 17
# 2324# 2323# 2322# 2321
ZAMORA 2 NAMBIJA YACUAMBI
# 2424# 2423# 2422# 2421
GUALAQUIZAEL PANGUI RESERVA
LOS
S/E # 24
MUCHIME
YANZATZA
LS/T. GONZANAMA - CARIAMANGA17.8 KM
2/0 ACSR
S/E # 14
# 1411 # 1413# 1412UTUANA AMALUZACARIAMANGA 1
SANTA
# 1414
CHANGAIMINAGONZANAMA
# 1311 # 1312
QUILANGA
# 1313
S/E # 13
de la subestación2 est. más adelante
#0611OLMEDO
S/E # 06
CHAGUARPAMBA
# 1511
S/E # 23
S/E # 07
# 0711
CATACOCHA
S/E # 08
PLAYAS# 0811
S/E # 12
S/E # 10
EMPLAME# 1015
GUACHANAMA
# 1013
CELICA
# 1014MERCADILLO
# 1012CRUZPAMBA# 1011
ALAMOR
# 1814
ZAPOTILLO
# 1813
PINDAL# 1812
POZUL# 1811
S/E # 18
S/E # 11
LA GUATARA
# 1114
SOSORANGA# 1113
MACARA 2
# 1112
MACARA 1
# 1111
BORJA YROLDOS A.
LS/T. YAMBALACARA - PINDAL18.83 KM2/0 ACSR
CODIGO
54 KM266.8 MCM
LS/T. VILCABAMBA - PALANDA
40.1 KM2/0 ACSR
LS/T. NORTE - SARAGURO
LS/T. CARIAMANGA - MACARA
54.74 KM266.8 MCM - ASCR
LS/T. EMPALME-CELICA14.05 KM2/0 ACSR
R/V # 22
R/V # 20
HUERTAS
ALAMOR
PLAYAS - EMPALME26.8 KM
2/0 ACSR
LS/T. CATACOCHA - PLAYAS5.6 KM
2/0 ACSR TIERRAS MORADAS
LT. VELACRUZ - CATACOCHA11.2 KM2/0 ACSR
S/E # 15
LS/T. VELACRUZ - CHAGUARPAMBA16.93 KM2/0 ACSR
GIS 2
NORTE
GIS 3
SUR
TRIGALES
31.5 KM2/0 ACSR
LS/T. CATAMAYO - GONZANAMA
# 0513
LT. CATAMAYO - VELACRUZ24.5 KM2/0 ACSR 266.8 MCM ACSR
OBRAPIA - CATAMAYO16.7 KM
266.8 MCM ACSR0.469 KM
5 KM2/0 ACSR
LS/T. OBRAPIA - NORTE
60.68 KM266.8 MCM
LS/T.
S/E LOJA
S/E # 04
S/E # 21
IV
# 0112ROMAN# 0114
HOSPITAL
# 0113
AUXILIARESBOLIVAR
24 DE OLMEDO
18 DE
# 0311 # 0312 # 0313 # 0314
SERVICIOS
CHONTACRUZ
# 0111
01 *
02 * 04 *
07 *
03 *
08 *
09 *
10 *
11 *
12 *15 *
16 *
SAUCESNORTE
19 *
18 *
13 *
17 *
20 *21 *22 *
23 *
24 *
25 *
26 *
28 *
27 *
29 *
30 *
31 *
Yaguarcuna0111 Av.de los Paltas y Benjamín Carrión (Mater Dai)
ALIMENTADORCON
ALIMENTADORDIRECCION
IV Centenrario Venezuela y Pio JaramilloPio Jaramillo Brasil y Av. Pio Jaramillo
Chontacruz
Hospital Ramón Pinto y Miguel RiofríoIV Centenario Maximiliano Rodríguez y Pio JaramilloIV CentenarioSur
Venezuela y Pio JaramilloVenezuela y Av. Iberoamérica
Pio Jaramillo Pio Jaramillo y Brasil
0112IV Centenario
Sur0113 18 de Noviembre y CatacochaCeli Román Av. Iberoamérica, Manuel Montero y Benjamín PereiraJuan de Salinas José Felix de Valdivieso y Sucre
Hospital
Norte Juan de Alderete, Bracamoros y Av. Orillas del ZamoraNorte Santo Domingo de los Colorados y Guayaquil
Celi RománConsacola
Ibarra y Av. CuxibambaAv. Cuxibamba y Guayaquil (Zona Militar)
0114Celi Román
Parque Ind.0115 Condorazo y Av. Padre SolanoAv. 8 de Diciembre y Jaime Roldós
Norte Jaime Roldós y Av. Salvador BustamanteConsacola
Juan de Salinas Víctor Vivar y Av. Orillas del ZamoraRocafuerte y Av. Emiliano Ortega
YaguarcunaJuan José Peña y RocafuerteBolívar entre Catacocha y Cariamanga
Pio Jaramillo Manuel Zambrano y Chile
0211S u r
0212 Norte0213 J Salinas1912 P. Indus.
Yaguarcuna2011 Av. Eduardo Kigman y entrada a los RosalesPio Jaramillo Av. Pio Jaramillo y PascalPio Jaramillo Av. de los Paltas (Urb. Juan José Castillo)
Cajanuma
Yaguarcuna Av.de los Paltas (Urb. Juan José Castillo)2012Pio Jaramillo
2013 Yaguarcuna
Motupe
Juan de SalinasJuan de Salinas
Seccionadores que no pueden cerrarse, mientras estécerrado Alim Motupe, en la S/E NORTE
1 Ø El comercio y El DiarioMotupe
Av. Salvador Bustamante (ILELSA)Motupe
Motupe Angel Felicisimo Rojas y Chuquiribamba1913 Motupe
01
Yaguarcuna 1 Ø José Artigas y Sarmiento
020304050607080910111213141516171819202122232425
26
2728293031
S/E # 20
25.82 KM266.8 MCM
LS/T. SUR - VILCABAMBA
5.03 KM266.8 MCM
LS/T. OBRAPIA - SUR
266. 8 MCM ACSR2.2 KM
LS/T OBRAPIA - SAN CAYETANO
ZAMORA 1
SAN
LA SAQUEA
EL PANGUI
13.8 KV
CARIAMANGA CATAMAYO
CHIRIGUALA
52082
D
D
520Q2
S3 10kVS4
T10.8 MVA
S1 S2
60 KV
SF1
3x20A
60KV
2Q1
2Q1
T10.8 MVA
S1
1Q1
10KV
S3
S2
M4Q1
SF1 3x100A
T11 MVA
1Q1
S1
S2
S3
10kV
60KV
M2Q1
SF1 3x40A
T10.8 MVA
S1
1Q1
S2
10kV
60kV
2Q1
3Q1
60kV
1Q1
1Q5 1Q4 1Q3 1Q2
60kV
2Q1
T12.5 MVA
S1
1Q1
S2
S3 S5 S7 S9
S4 S6 S8 S10 S12
10kV 10kV 10kV 10kV 10kV
60kV60kV
SF1 3x40A
T12.5 MVA
1Q1
1Q2 1Q3 1Q4
S1
1Q5
S2
S6 S5 S4
10kV 10kV 10kV 10kV
60kV 60kV
SF1 3x40A
T15 MVA
1Q1
S2
S3
1Q2
S6
10kV 10kV 10kV 10kV
S5 S7 S9
1Q3 1Q4 1Q5
S4 S8 S10
60kV
2Q1
SF1 3x40A
T1 2.5MVA
SF2 50A
S1
S2 S4 S6
1Q2 1Q3 1Q4
S3 S5 S7
10kV 10kV 10kV
60kV 60kV 60kV
6Q4 6Q1
6Q2
7Q4
7Q2
7Q1 3Q4 3Q1
3Q2
4Q5
4Q3
4Q1
4Q4
2Q5
2Q3
2Q1
2Q4 5Q3
5Q2
5Q1
60kV 60kV
T2 10 MVA T1 5 MVA
S4 S6
1Q4
S5
1Q5
S7
S8
1Q3
S910kV
S10
1Q2 1Q1
S11 S1210kV 10kV
S1 S2 S3
S14
T93.125 MVA
T103.125 MVA
G9
4.16kV2 .5MW
G10
4 .16kV2.5MW
G7
13.8KV2 .88MW
G6
13.8KV2 .88MW
G3
4 .16KV750KVA
T30.75 MVA S17
S15
S16
G1
13.8kV1 .2MW
G2
13 .8kV1.2MW
S18 S19
60kV 60kV
4Q44Q1
4Q2
6Q4
6Q2
6Q1
60kV 60kV 60kV
2Q3
2Q4
2Q5
3Q3
3Q4
3Q5
5Q2
5Q3
T25 MVA
T15 MVA
S3
2Q1 3Q15Q1
S1
S4 S2
2Q2 3Q2
S7 S5 S13 S9 S11 S15
1Q61Q41Q31Q21Q11Q5
S8 S6 S14 S10 S12 S16
10kV 10kV 10kV 10kV 10kV 10kV
60kV
5 MVA
1Q1
1Q3 1Q21Q5 1Q4
S1 S2 S3
GIS160kV
5 MVA
1Q1
1Q3 1Q2 1Q4
S1 S2 S3
10kV 10kV 10kV
1Q1
1Q2 1Q3 1Q4 1Q5
S5
1Q1
1Q2 1Q3 1Q4 1Q5
S
S
S9
S7
S8
S6
S5
S3
1Q1
S1
S2
S2 S3
S4
S1
S6 S9 S12
0.75 MVAYd11
0.8 MVAYd11
1.5 MVAYd11
1Q41Q2 1Q6
S7 S10 S13
S8 S11 S14
1Q1 1Q3 1Q5
G1
2 .3kV0.6 MW
G2
2.3kV0 .6 MW
G3
2.3kV1.2 MW
60kV
T12.5 MVA
1Q1
1Q121kA630A15kV
1Q2
21kA630A15kV
1Q3
21kA630A15kV
1Q4
21kA630A15kV
1Q5
21kA630A15kV
1Q6
21kA630A15kV
S/E # 03
0.3 MVA13.8/0.220KV
SF140A
1Q21Q31Q4
60kV
SF140A
T12.5 MVA
1Q1
1Q4 1Q21Q3
60kV
2Q3
2Q2
2Q4 2Q1
T15 MVA
1Q1
1Q4 1Q3 1Q2 1Q5
1Q1
G4
4.16kV1.5MW
G8
4.16kV2.5MW
S20
S21 S22 G5
4.16kV1.5MW
S
S S S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S S S
S
S
S
S
S S
S
S S
S S
S
S5
S
1Q3 1Q4 1Q5 1Q6
S
M893-1 M892-1 M89-1
LS/T. S/E LOJA - CEMENTERIO OBRAPIA LS/T. S/E LOJA - OBRAPIA
266.8 MCM ACSR0.78 KM
CEMENTERIOOBRAPIA
INDUSTRIAL
GIS 260kV
M89-2
S4
TERESITA
CENTENARIO
JARAMILLO
NOVIEMBRE MAYO
ENCUENTROS
1Q2
1Q1
1Q1
SF33x50A
M
89H57H
52H
M
89-157
52
M
89-257
EL TOSCON
TORRE #11YANACOCHA
2.46 KM266.8 MCM
LS/T SAN CAYETANO - YANACOCHA
GIS 260kV
M
89-157
52
M89-2
GIS1
60kV
5 MVA
M
89H57H
52H
M
89H
57H
M
892-2572
M
893-2573
6Q3
6Q54Q3
4Q5
TRANSELECTRIC
GIS160kV
5 MVA
M
89H57H
52H
MUCHIME
M2Q5
GIS 1
60kV
M
89-1
52
M89-2
YANGANARUMISHITANA
SAN PABLO
LOS ENCUENTROS
VALLADOLID
2Q2
60kV
M
2Q4
2Q5
M2Q1
M2Q3
M
2Q1
2Q2
52H
266.8 MCM ACSR1.2 KM
LS/T. CEMENTERIO - OBRAPIA
3Q3
3Q5
7Q3
7Q5
6Q3
6Q5
T42 MVA
T82 MVA
T52 MVA
2Q2
2Q3
M
2Q1
2Q2
M
3Q1
3Q2
4Q1
SF23x80A
S1
SF33x80A
SF43x80A SF5
3x80ASF63x80A
# 1415CARIAMANGA 2
S11
1Q6
10kV
S12
SF73x80A
30.77 KM2/0 ACSR
LS/T. EL EMPALME - MACARA
M
2Q1
2Q2
3Q1
3Q2
4Q1
SF23x40A
YAMBALACARA
LS/T. YAMBALARA-CELICA0.2 KM
2/0 ACSR
S13
GIS1
60kV
T15 MVA
M
89H
57H
52H
S1 S2 S3 S4
NAMIREZ
LOS ENCUENTROS
M
89-103
89-108
M
89-145
M
89-143
89-144
M
89-141
M
89-101
89-106
M
89-003
89-008
M
89-001
89-006
M
89-065
M
89-063
89-064
M
89-061
M89-0Q5
M
89-085
M
89-083
89-084
M
89-0Q3
M
89-0Q1
M
89-081
10kV 10kV 10kV 10kV
3 x 100A14.4KV
3 x 114KVA
18kV
18kV
3 x 100A14.4KV
3 x 127KVA
18kV18kV
3 x 50A7.62KV
3 x 38KVA10kV
10kV
3 x 150A7.62KV
3 x 167KVA
10kV
10kV
LAS CHINCHAS
60KV 60KV
M3Q1M
2Q1
S0
1.2 MVAR
ENTRADA 1
CAP. 1.2 MVAR
# 0214CENTRO# 0215
OBRAPIA CUMBARATZA
# 0221
22KV
SUR
# 0211NORTE
# 0212
JUAN DE SALINAS
# 0213
S/E # 02
TRAFO 3# 0216
10kV 10kV 10kV
4Q4 4Q2 4Q3 5Q3 5Q2
S1
T110 MVA
S11
S9
S10
T25MVA
SF1
1Q1
2Q2
2Q1
60kV
18kV
S4
GIS 160kV
3Q1
ENTRADA 2
5Q4
4Q1 5Q1
S5 S5
2Q1
T32.5 MVA
CARLOS MORA C.
MS8
M
3Q2891-1
3Q3571
LA FRAGANCIA
3 x 200A14.4KV
3 x 288KVA
18kV
18kV
ALIMENTADOR
CAYETANO
ING. EFREN SOTOGERENTE DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
EMPRESA ELECTRICA REGIONAL DEL SUR S.A.
DE LA EERSSA
DISEÑADO POR:
DIBUJADO POR:
ESCALA:
ARCHIVO: UNIFILAR_EERSSA.dwg
ENERO/2007FECHA: REVISO:
PROVINCIA:
CONTIENE:
SUSEC CANTON:LOJA
DIAGRAMA UNIFILAR
1LAMINA:
FUSIBLE TIPO NH
SECCIONADOR DE BARRA
SECCIONADOR DE POTENCIA
SECCIONAMIENTO MANUAL
SECCIONADOR FUSIBLE
INTERRUPTOR PEQUEÑO
INTERRUPTOR AUTOMATICO
INTERRUPTOR CON RECIERRE
INTERRUPTOR MANUAL
SIMBOLOGIA
INTERRUPTOR CON PUESTA
INTERRUPTOR CON PUESTA
12.7KV
PARARRAYOS 10KV
PARARRAYOS 18KV
PARARRAYOS 60KV
TRANSFORMADOR DE POTENCIA
REGULADOR
GENERADOR
A TIERRA EN VACIO
CON CUCHILLA DE PUESTA TIERRA
VOLUMEN DE ACEITE
A TIERRA EN SF6
DE COLORES
S/E # 25
S1 S2
S3
1Q1
22KV
S4 S5
S6
1Q2
S7 S8
S9
1Q3
# 2521
ZUMBA 1
# 2522
ZUMBA 2
18kV
LS/T. CEMENTERIO
CELI
SAN
CUMBARATZA - EL PANGUI
18kV 18kV 18kV
S
18kV 18kV 18kV 18kV
S4
# 1721 # 1722
10kV 10kV 10kV 10kV
(PROYECTADA)
10kV 10kV 10kV 18kV 18kV 18kV
LS/T.
S
10kV 10kV 10kV 10kV
S15
1.5 MVAYd11
TRIPOLAR MOTORIZADO
SECCIONADOR DE POTENCIA
TRIPOLAR MANUAL
SECCIONAMIENTO MOTORIZADO
CON CUCHILLA DE PUESTA TIERRA
18kV
SF
SF
ANTENAS
S
13.8 KV
S S S
13.8 KV
S
S
S
LA CRUZS
CRUZPAMBAS
ALGARROBILLOS
EL MUERTOSMERCADILLOS
S
S
ALAMOR
S
POZUL
S
S
S
S
S
S
INTERRUPTOR EN SF6
INTERRUPTOR DE GRANVOLUMEN DE ACEITE
DESENCHUFABLE
DESENCHUFABLE
18kV
18kV
18kV18kV
SIN/ESC
ING. MARCOS VALAREZO
ING. CORNELIO CASTRO G.
S S1Q1
S S1Q2
NUEVO
PUENTE
VIEJO
PUENTE
3 x 150A7.62KV
3 x 167KVA
10kV
10kV
3 x 150A7.62KV
3 x 167KVA
10kV10kV
RUMISHITANA
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-53
Proyecto SIGDE Abril 2012
transformadores de potencia, 13 líneas de 69 kV y 31 alimentadores primarios. Sin embargo, la base de datos ya se encuentra lista para recibir los datos que provengan de las otras RTU´s a integrarse en las Etapas 2 y 3 de proyecto. El proyecto, consta de tres Sistemas que interactúan entre sí: Comunicaciones, SCADA propiamente dicho y Vigilancia.
El Sistema de Comunicaciones está conformado por 15 estaciones de radio de Espectro ensanchado, las mismas que permiten el intercambio de información entre el Centro de Control y las 7 Subestaciones, tanto de monitoreo y control, como transmisión de: imágenes de video, señales de los sensores de movimiento, sensores de humo, lectora de tarjetas, etc. El Sistema SCADA propiamente dicho está conformado por: El Centro de Control y siete RTU´s que recolectan la información desde los equipos de campo instalados en las Subestaciones (IED´s), como: Relés, Medidores, etc. Cada RTU tiene módulos de Entrada/Salida a través de los cuales se detecta el estado de los equipos de maniobra como interruptores y seccionadores. En algunos casos, la medición de parámetros eléctricos, se la realiza a través de los módulos de Entradas Analógicas a los cuales se conecta las señales de TC´s y TP´s y en otros casos, se toman los valores eléctricos desde los relés utilizando un canal de comunicación y el protocolo adecuado como: DNP3.0, MODBUS y SPABUS. El corazón del Sistema SCADA lo constituyen dos servidores que funcionan en modo redundante, en los cuales se encuentra instalado el software Power Link Advantage (PLA), desarrollado por General Electric. Además se tiene un tercer servidor donde se graban todos los registros históricos, los mismos que pueden ser utilizados por los diferentes departamentos de la Empresa para planificar el crecimiento del sistema eléctrico, análisis de fallas, etc. Es importante anotar que para intercambiar información con el CENACE, se dispone dos servidores que utilizan el protocolo ICCP, convirtiéndose así en la primera Empresa de Distribución del país en reportar en línea al Sistema de Tiempo Real que dispone el CENACE. Así mismo, permite la captura de los registros de los medidores que forman parte del Sistema de Medición Comercial, información que sirve para la liquidación de las transacciones comerciales realizadas por el mismo CENACE. A más de las consolas de operación, proyección y desarrollo, se dispone de una consola de Aplicaciones, donde se corre en línea: flujos, cortocircuitos y estimador de estados. Todo esto se complementa, con una Consola para Gestión de Protecciones, en la que se encuentran instalados los diferentes paquetes de software propietario, para los diferentes tipos de relés y medidores. Esto, permite comunicarse en línea con los IED´s sin interrumpir el reporte al software del SCADA (PLA) y realizar la parametrización, cambio de ajustes, lectura de: registros de fallas, registros de operación, oscilografías, etc.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-54
Proyecto SIGDE Abril 2012
Además, el proyecto contempló la instalación de un Sistema de Vigilancia, para lo cual se utilizan cámaras fijas, cámaras rotativas, grabadores de video, lectoras de tarjetas, control de accesos, sensores de movimiento, sensores de humo, etc. Es de resaltar la participación activa del personal de la EERSSA durante todo el desarrollo del proyecto, gracias al intensivo plan de capacitación implementado, consiguiendo realizar una transferencia de conocimientos que permitirá a la EERSSA implementar las dos fases siguientes con personal propio. Esto, a más de reducir costos de implementación, permitirá que durante la vida útil del proyecto se cuente con personal capacitado para el mantenimiento del sistema. El proyecto, consta de tres Sistemas que interactúan entre sí: Comunicaciones, Vigilancia y el SCADA propiamente dicho. El Sistema de Comunicaciones, permite enlazar las 7 Subestaciones con el Centro de control, se instaló una red WAN, con una confiabilidad del 99.95 %, que utiliza radios Airspan y Redline de modulación digital de banda ancha, para enlazar punto a punto cada Subestación al Centro de Control ubicado en el edificio central de la EERSSA. Debido a lo complicado de la orografía de la zona, se tuvo que instalar 8 repetidoras en cerros ubicados estratégicamente. El caso más extremo es El Enlace a la Subestación El Pangui, que tiene 5 saltos (Centro de Control, Villonaco, El Cóndor, Santa Bárbara, El Padmi, S/E El Pangui). El Sistema de comunicaciones es lo suficientemente robusto para soportar el tráfico que se requiere para visualizar en el Centro de control las imágenes capturadas por el sistema de vigilancia sin obstaculizar el normal funcionamiento del SCADA propiamente dicho, con un ancho de banda de 18 Mbps. Para poder monitorear es estado de la red de comunicaciones, se dispone en el Centro de Control un Servidor, en el que se encuentra instalado el software What´s Up Gold. Este software recibe mensajes de estado SNMP (Simple Network management protocol) de cada uno de los radios, switches, grabadores de video, convertidores de protocolos y UPS´s instalados en la red. Cuando se detecta una falla, el software muestra el equipo fallado, disminuyendo así el tiempo de reparación. En cada estación repetidora instalada en los cerros, se dispone de un sistema de respaldo de energía (UPS) con un tiempo de autonomía asegurado de 12 horas. En cambio, en las Subestaciones, se dispone de un UPS para alimentar el equipo de radio y para alimentar los switches, se utiliza el banco de baterías de la propia Subestación. Los UPS´s también envían mensajes SNMP que permiten al Operador del Centro de Control, saber su condición. Paralelamente, se dispone de un enlace de fibra óptica, que se constituirá en el camino principal, para enlazar el Centro de Control con las Subestaciones: Obrapía, San Cayetano y Sur, pasando el sistema de radio a ser de respaldo (backup). Además, para poder comunicarse con el Centro d Control del CENACE, se dispone un enlace de fibra óptica.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-55
Proyecto SIGDE Abril 2012
Sistema de Vigilancia, tanto en el Centro de Control, como en cada una de las Subestaciones, se dispone de una cámara interior fija y una cámara exterior rotativa de la familia LENEL (cámaras IP), que permiten capturar imágenes de los diferentes sitios que están siendo supervisados. Las cámaras rotativas están programadas de tal manera que a más de cumplir con sus períodos de vigilancia, reaccionen ante la señal de los sensores de movimiento y las tarjetas de ingreso. En el Anexo 4, se muestran fotografías de las cámaras, grabadores de video y tarjetas de control. En cada estación, se dispone de un computador en el que se graba continuamente las imágenes capturadas por las cámaras. Estas imágenes residen en el disco duro y son enviadas al Servidor principal instalado en la sala de servidores del Centro de Control, bajo pedido del Operador, o ante la presencia de intrusos. Además, en cada uno de los sitios vigilados, se tienen instalados sensores de movimiento estratégicamente ubicados, lectoras de tarjetas para permitir el ingreso a personal autorizado, botones de pánico, cerraduras electromagnéticas y sensores de humo. Todos estos elementos son controlados por un procesador LENEL, que envía la información al servidor principal. En el servidor está instalado el software LENEL On Guard, que supervisa y controla a los procesadores y grabadores de video instalados en los diferentes sitios. Además, se dispone de una consola que permite al Operador del Centro de Control, interactuar con el Sistema de Vigilancia. Durante la fase de implementación de la Primera Etapa del Sistema Scada de la EERSSA, se instaló el Hardware y Software del Centro de Control y 7 RTU´s en las Subestaciones. El Centro de Control: esta conformado por tres áreas: Sala de Servidores, Sala de Comando y Respaldo de Energía. La Sala de Servidores fue adecuada exclusivamente para alojar equipos de computación (Scada y Centro de Cómputo), equipada con un sistema de aire acondicionado de precisión, piso falso, cielo raso y un sistema para extinción de incendios automático FM200. Se dispone de dos servidores Heweltt Packard (HP) Proliant 580G5, con arreglo de discos RAID5, en los que se encuentra instalado el software Power Link Advantage (PLA), desarrollado por General Electric. En operación normal El servidor A, también llamado de Desarrollo, tiene los controles, mientras que el servidor B, también llamado de Runtime, se encuentra funcionando en modo redundante (Hot stand by). Así, si se llegara a producir la falla del servidor A, el servidor B toma todos los controles. La modificación de la base de datos, creación de puntos, líneas de comunicación con RTU´s, se realiza en el servidor A, mientras tanto el sistema sigue funcionando bajo la supervisión y control del servidor B, o en su defecto se puede hacer fuera de línea en un computador a parte.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-56
Proyecto SIGDE Abril 2012
Además se dispone de un tercer servidor, donde se almacenan los datos históricos, el mismo que tiene las mismas características que los servidores antes mencionados, con una capacidad de almacenamiento de 146 Gbyte, lo que permite almacenar información de hasta 3 meses. Todos los servidores disponen de dos fuentes de poder que trabajan en forma redundante. Por otro lado, se dispone de un equipo de grabación en cinta, para almacenar los datos históricos, configuraciones, etc. Este respaldo, se lo realiza mensualmente. Forma parte de los equipos de la sala de servidores un GPS, que toma la hora de 10 satélites y la envía al servidor principal, utilizando el protocolo Network time Protocol (NTP), quien a su vez sincroniza el tiempo en todos los equipos conectados a la red. En la Sala de Comando, se dispone de 5 consolas: Operación, Proyección, Desarrollo, Aplicaciones y Consola de Comunicación con el CENACE. La Consola de Operación, esta conformada por tres computadores, que permiten al Operador interactuar con el SCADA (dos monitores), sistema de vigilancia y monitorear el estado de las comunicaciones. La Consola de Proyección, permite enviar la señal de video a un proyector y éste a una pantalla gigante, las imágenes que el operador considere necesarias, sea de la Consola de Operación del SCADA o de las consolas del sistema de vigilancia o del monitor de comunicaciones. Este sistema esta siempre activo y normalmente se está proyectando el diagrama unifilar del sistema de 69 kV de la EERSSA. La Consola de Desarrollo o Ingeniería, permite comunicarse con los 4 servidores (Principal, Respaldo, Histórico y Vigilancia), a través de un KVM (keyboard, video y Mouse). Usando esta consola, el Administrador del Sistema puede incrementar puntos, líneas de comunicación, etc.; así como, desarrollar nuevas pantallas y realizar el mantenimiento del sistema, grabar los datos históricos, etc. Para ello, se utiliza las herramientas propias de cada Sistema (SCADA, Vigilancia, Comunicaciones). La Consola de Aplicaciones, permite correr en línea los programas de: Flujos de potencia, Cortocircuitos y Estimador de estados, cuyos resultados son utilizados para proyectar el crecimiento del Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) y para el ajuste de protecciones. La Consola de Comunicaciones con el CENACE, permite a través de dos servidores que funcionan en modo redundante (Hot Stand by), intercambiar información con el Centro de Control del CENACE, utilizando el protocolo Inter Center Control Protocol (ICCP).
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-57
Proyecto SIGDE Abril 2012
La Consola de Gestión de Protecciones, permite realizar la parametrización de todos los relés de protección instalados en el sistema, así como la recolección de la información histórica de eventos, fallas, etc., utilizando el software propietario de cada relé. A pesar de que la EERSSA dispone de diversos tipos y marcas de relés, todos pueden ser accedidos a través de esta consola. Para comunicarse con los relés DPU2000R TPU2000R y PCD2000 de ABB, se utiliza un puerto de comunicaciones diferente al utilizado para reportar al SCADA, de modo que se puede realizar la gestión de las protecciones sin interferir con el monitoreo y control. Para los relés de la familia SPACOM de ABB (SPAJ140C, SPAA341C2, SPAD346), que utilizan el protocolo Spabus y tienen un solo puerto de comunicaciones, cuando se requiere hacer la gestión de protecciones, se interrumpe la comunicación con el SCADA, se baja los registros y automáticamente se restablece la comunicación con el SCADA. Para los relés F650 de General Electric, que tiene un puerto Ethernet, se puede trabajar simultáneamente con el software del propietario y seguir reportando al Sacad, toda vez que se permite más de una sesión. Para alimentar a todos los equipos que están instalados tanto en la sala de servidores como en la sala de comando, se dispone de un sistema de respaldo de energía conformado por un UPS de 10 KVA, con una autonomía de 4 horas. Además, se dispone de un generador de emergencia de 500 kVA, que alimenta a todo el edificio de la EERSSA, con un tablero automático de transferencia. El Software del SCADA adquirido por la EERSSA, fue desarrollado por General Electric y se denomina Power Link Advantage (PLA), que corre bajo una plataforma denominada Cimplicity, también de propiedad de General Electric, con un sistema operativo Windows Server 2003 y utiliza una base de datos SQL Server 2005, de Microsoft. El software PLA funciona independientemente del hardware, de manera tal que las aplicaciones pueden ser desarrolladas dentro de cualquier ambiente de computación. Para comunicarse con las RTU´s, se utiliza el protocolo DNP3.0 sobre una red Ethernet, el mismo que usa paquetes UDP (User Datagram Protocol). Este protocolo permite monitorear los valores analógicos, estado de Entradas/Salidas y control de las salidas propias tanto de la RTU, como de los IED´s conectados a cada RTU. El software permite al administrador del sistema realizar las siguientes acciones: • Integrar nuevos IED´s o RTU´. • Incrementar, editar o borrar puntos de la base de datos.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-58
Proyecto SIGDE Abril 2012
• Crear nuevas líneas de comunicación. • Editar, incluir o borrar pantallas. • Crear, borrar o editar nombres de usuarios del sistema. • Añadir, borrar, o editar el uso de nuevas consolas. • Crear, borrar o editar gráficas de tendencias de cada una de las variables analógicas. • Configurar la interfase Hombre Máquina. • Interactuar con otras aplicaciones como: Consola de comunicaciones con el CENACE
(utilizando el protocolo ICCP), consola de aplicaciones (Flujos, cortocircuitos, estimador de estados).
Conformación de las RTU´s Las RTU´s son de marca General Electric, modelo D20, con doble fuente de alimentación, doble tarjeta de red, con 20 puertos seriales de comunicación. Estas RTU´s están equipadas con los siguientes módulos: D20KI, D20K, D20S y D20AC, que cumplen con las siguientes funciones: Los módulos de control D20KI, permiten a la CPU comandar hasta dos módulos D20K, quienes a su vez tienen 16 relés de comando, cada uno. Los módulos de entradas digitales D20S, permiten conectar hasta 128 señales de estado cada uno. Los módulos de entradas analógicas D20AC, permiten conectar directamente las señales de los TC´s y TP´s. Todos estos módulos pueden ser ubicados de manera distribuida dentro del mismo gabinete y se comunican con el procesador principal de la RTU a través de cables de comunicación. Otra manera de recolectar información desde los equipos de campo, es a través de los diferentes puertos de comunicación que disponen, utilizando los diferentes protocolos de comunicación que manejan (DNP3.0, MODBUS Y SPABUS), en configuración Maestro - Esclavo. Toda la información recolectada desde los módulos y desde los diferentes IED´s, son almacenados en una base de datos interna. Esta información en clasificada en: Entradas digitales, Entradas Analógicas, Salidas Digitales y Contadores, conforme lo exige el protocolo DNP3.0. Estas RTU´s tienen la posibilidad de reportar al software PLA (Maestro), utilizando el sistema de comunicaciones de la red WAN. Así mismo, puede recibir señales de comando, lo cual permite interactuar con los equipos de maniobra instalados en las Subestaciones. Capacitación del personal de la EERSSA Durante el desarrollo del contrato, se dictó cursos de capacitación para el personal de Ingeniería de Desarrollo, personal de Operación y personal de instalación de campo.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-59
Proyecto SIGDE Abril 2012
Este fuerte componente de capacitación, permite que hoy en día se pueda ejecutar con personal propio, el desarrollo de las Etapas 2 y 3. Tal es así que utilizando la infraestructura existente, se ha conseguido integrar la Central Catamayo y la Central Carlos Mora al Centro de Control. Así mismo, debido a que 4 subestaciones ya no cuentan con personal de operación, se realiza el control de Encendido/Apagado de las luces del cuarto de tableros utilizando un PLC. Actualmente se encuentra en desarrollo la ampliación de la tabla de transferencia de datos al Sistema de tiempo real del CENACE de los parámetros de generación de las Centrales de la EERSSA.
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-60
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.10.7 Empresa Eléctrica Riobamba S.A. (EERSA)
1.10.7.1 Información General de Empresa Eléctrica Riobamba S.A. (EERSA)
La EERSA es una empresa distribuidora de energía eléctrica, que cubre un área de concesión de 5.940 km2, que corresponde al 2.3% del territorio del Ecuador y comprende la provincia de Chimborazo. SISTEMA DE SUBTRANSMISION. El sistema de subtransmisión conforma las líneas que interconectan 10 subestaciones de distribución, con una capacidad instalada de 72MVA, se tiene un total de 173.26 km de líneas de subtransmisión a 69kV. SISTEMA DE DISTRIBUCION. En el sistema de distribución primaria existe un total de 34 alimentadores, que tienen una longitud de 3169,93km a 13,8 kV y 11,07 km a 4,16 kV, con un total de 8471 transformadores monofásicos y trifásicos de distribución cuya potencia instalada al mes de octubre suma la cantidad de 158.12 MVA, sirviendo a 151.610 usuarios. Existe 3807,34 km de red secundaria. La demanda es de 53.69 MW
Estructura Organizacional de EERSA
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-61
Proyecto SIGDE Abril 2012
Figura 1.A.1. Organigrama de EERSA
1.10.7.2 Generalidades del Sistema Eléctrico de EERSA
La red eléctrica de EERSA a gestionar está conformada por:
• Red de subtransmisión de AT (nivel de 69kV.) • Red de distribución de MT (niveles de 13.8 y 4.16kV.) • Red de distribución de BT (niveles de 3*127/220, 120/240 V) • 10 Subestaciones AT/MT (69/13.8 KV) • 1 Subestaciones MT/MT (13.8/4.16kV) • 505 Centros de transformación trifásicos MT/BT (13.800/220V) • 7966 Centros de transformación monofásicos MT/BT (7960/240-120V)
Diagrama del Sistema de EERSA:
Figura 2.A.1. Diagrama Unifilar de EERSA
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-62
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.10.7.3 Generalidades del Sistema de Control y Comunicaciones de EERSA
CARACTERISTICAS DE 10 RTUs A INSTALARSE EN CADA SUBESTACIO DE DISTRIBUCION Marca: ABB Modelo: RTU560C Protocolos: RTU – CENTRO DE CONTROL; DNP3/TCP-IP, IEC-104 RTU – IED, de acuerdo al protocolo requerido por cada IED e IEC-61850. En el siguiente cuadro se especifica el número de entradas/salidas analógicas y digitales mínimas necesarias, se considera un requerimiento adicional del 100% para ampliaciones futuras.
Sub-Estación Mediciones analógicas
Entradas digitales Salidas digitales Ubicación
RTU para SE/1 75 122 46 Riobamba
RTU para SE/2 54 82 32 Riobamba
RTU para SE/3 54 80 34 Riobamba
RTU para SE/4 58 84 34 Riobamba
RTU para SE/7 26 40 26 Cajabamba
RTU para SE/8 30 50 16 Guamote
RTU para SE/9 36 70 26 Alausí
RTU para SE/10 25 46 14 Chunchi
RTU para SE/13 32 50 12 Alao (Riobamba)
RTU para SSE/14 36 70 26 Multitud (Pallatanga)
TOTALES 426 694 266
L24
L25
L26
L21
L17
L18
L27
L30
L29
L5
L9
L2
L11
L10
L12
L13
L25
Especificaciones Técnicas SCADA/OMS-MWM/DMS 01- Descripción del Proyecto
1-63
Proyecto SIGDE Abril 2012
1.11 Anexo 1.5 Regulación
Descargar la regulación CONELEC No 004/01 “Calidad de servicio técnico” de la página www.conelec.gob.ec